Архив меток: expert.ru

expert.ru: Нефть: капитал против демократии

23 дек 2013
Изменение типа основного энергоносителя существенно меняет политический режим. Пример тому — выход на энергетическую авансцену угля, инструмента власти рабочих, и последующее его вытеснение нефтью, ослабившее их способность к коллективному действию

Неожиданное сопоставление вида энергии, которую использует человечество для своего выживания, и политической формы, в которой это выживание происходит, при ближайшем рассмотрении оказывается не столь уж неожиданным.

Двести лет назад вся энергия, необходимая людям для поддержания жизни, почти полностью поступала из возобновляемых источников, питавшихся от Солнца. Солнечная энергия преобразовывалась в зерно и другие злаки, обеспечивая человека пищей; в луга, на которых паслись животные, трудившиеся на человека, а также служившие для него пищей; в леса, поставлявшие древесное топливо; в ветряную и водяную энергию, использовавшуюся для движения транспорта и механизмов.

Солнечное излучение оставалось основным источником энергии примерно до 1800 года. Однако оно было весьма неэффективной формой энергии и его преобразование в форму, доступную для переработки и присвоения, требовало значительной территории. Потребность в энергии поощряла относительно рассеянные формы проживания — вдоль рек, возле пастбищ и неподалеку от больших лесных массивов, поставлявших древесину для отопления. «Временная шкала производства энергии зависела от скорости фотосинтеза в сельскохозяйственных культурах, продолжительности жизни животных и времени, требующегося для восстановления пастбищ и пополнения запасов древесины. Ископаемое топливо, напротив, является формой энергии, в которой огромные объемы пространства и времени оказались как бы спрессованы в концентрированном виде», — пишет Тимоти Митчелл.

Новая власть
Уголь и нефть сделали доступными запасы энергии, равноценные десяткам лет органического роста и сотням гектаров биомассы. Более того, теперь они были заключены в компактных и транспортабельных твердых веществах и жидкостях. Народы оказались освобождены от вековой зависимости жить на больших территориях, которые ранее требовались для первичного производства энергии. Регионы, чья экономика основывалась на древесине, использовавшейся в качестве топлива, обогрева и для развития промышленности, теперь не были привязаны к ограничениям, обусловленным размерами лесных массивов и расстоянием до них. Благодаря новому социально-энергетическому метаболизму большая часть населения теперь могла жить в одном месте — без непосредственного доступа к сельскохозяйственным землям и другим возобновляемым ресурсам, то есть в городах, размеры которых более не были ограничены несовершенными способами поставки энергии.

Но эти изменения несли в себе нечто гораздо более важное, чем увеличение доступных человечеству килоджоулей или внешнего вида их «упаковки». Сто лет назад широкое применение угля наделило работников новой властью.

Движение невиданного ранее количества топлива по узким фиксированным каналам, которые шли от угольной шахты по железнодорожным и судоходным путям к фабрикам и электростанциями, создало в этой циркуляции уязвимые точки, в которых забастовка рабочих могла парализовать всю энергетическую систему, прежде рассеянную и потому не столь уязвимую: «Способность организованных рабочих собирать политическую машину из сетей и узловых точек энергетической системы, основанной на угле, сформировала особые разновидности массовой политики, которая возникла или могла вот-вот возникнуть в первой половине XX века. Западные правительства, ослабленные этой новой силой, уступили требованиям предоставить избирательное право всем гражданам, ввести новые налоги для богатых, создать систему здравоохранения, страхования на случай промышленных травм и нетрудоспособности, пенсионную систему, а также принять иные меры по базовому улучшению благосостояния людей. Демократические требования большего равноправия в коллективной жизни выдвигались благодаря потоку угля и его прерыванию».

Начиная с 1880-х годов шахтеры стали играть ведущую роль в оспаривании режима труда и частной власти работодателей, что выразилось в рабочем активизме и мощнейшей политической мобилизации: «В период 1881–1905 годов в Соединенных Штатах шахтеры устраивали забастовки в три раза чаще, чем в среднем по всем ведущим отраслям, и в два раза чаще, чем в следующей за ними по степени политической активности отрасли — табачной. Кроме того, шахтерские забастовки длились гораздо дольше других».

Могло ли это устроить тех, кто испытывал на себе это рабочее давление? Разумеется, нет. И решение было найдено довольно быстро. Нефть!

Интенсификация добычи и использование нефти все большим количеством способов (от частного применения в домах до автомобильной и химической промышленности) реорганизовали сети ископаемого топлива так, что изменили механику демократии. Возможности для выдвижения демократических требований изменились как в странах, которые зависели от добычи нефти, так и в странах, зависевших от ее использования.

Рабочие-нефтяники, в отличие от шахтеров, оставались на земле, ближе к управляющим, следящим за их трудом. Кроме того, транспортировка нефти требовала меньших финансовых и человеческих затрат. Насосные станции и трубопроводы легко заменяют железные дороги: «Фактически нефтепроводы были изобретены как средство, позволяющее лишить людей возможности перекрывать поток энергии. Впервые они были внедрены в Пенсильвании в 1860-х годах, чтобы обойти требования о повышении оплаты погонщикам, перевозившим бочки с нефтью на железнодорожный склад в повозках, запряженных лошадьми». И хотя трубопроводы были уязвимы для саботажа или порчи, их восстановление было гораздо более быстрым и легким, чем работа над последствиями саботажа или порчи железнодорожных путей.

Ко второй половине XX века правительства решили во что бы то ни стало выбить у рабочих ту необычайную силу, которую те приобрели в эпоху угля, требуя улучшения коллективной жизни, что привело к демократизации Европы. Ослабить ее посредством простого инженерного проекта: перехода с угля на нефть и газ. И ярким примером такого рода активности служит, в частности, хорошо известный План Маршалла.

Нефть победила
У финансируемой американцами реорганизации Европы было несколько составляющих, но основными стали следующие. Европейское объединение угля и стали, созданное в качестве первого шага к политическому союзу в Европе, снизило конкуренцию в угольной отрасли. Оно поддержало механизацию добычи угля, причем на смягчение негативных последствий от вызванного этой механизацией закрытия шахт и безработицы были выделены специальные средства. Соединенные Штаты помогали финансировать программу, которая снизила способность шахтеров проводить эффективные забастовки, резко сократив их число и упростив поставки угля из-за границы.

Но главным было даже не это. Основной составляющей плана стала нефть. США финансировали переход европейской энергетической системы с угля на нефть, потребление которой все увеличивалось и увеличивалось, что позволяло ослабить позиции европейских шахтеров-угольщиков и нанести поражение левым.

«Корпоративная демократия послевоенной Западной Европы строилась ради этой реорганизации потоков энергии. Средства Программы восстановления Западной Европы помогли оплатить создание нефтеперерабатывающих заводов и установку работающих на нефтяном топливе промышленных бойлеров, построив инфраструктуру, необходимую для перехода с угля на нефть. США поощряли строительство дорог, выделив странам, участвовавшим в программе, 432,5 млн долларов на закупку американских автомобилей, а также субсидировали итальянских и французских автопроизводителей. В Западной Европе не было крупных месторождений нефти, так что дополнительная нефть поступала с Ближнего Востока [где работали американские нефтедобывающие компании]», — пишет Митчелл.

США также взялись поставлять сталь и строительное оборудование в Персидский залив для строительства трубопровода, идущего с востока Саудовской Аравии в Средиземноморье и позволившего быстро увеличить поставки нефти в Европу. Одновременно администрация Плана Маршалла разработала глобальный ценовой план для нефти. Нефть с Ближнего Востока была гораздо дешевле, если сравнивать с соответствующими затратами на американскую нефть, цена на которую зависела от выделяемых государством квот на добычу. Однако у Европы не появилось возможности воспользоваться дешевой ближневосточной нефтью — согласно этому плану, она поступала в Европу по очень высокой цене, цене импорта из США: «Более 10% средств Программы по восстановлению Европы шло на приобретение нефти, представляя собой крупнейшую статью расходов в Плане Маршалла. Программа восстановления Европы финансировала более половины нефти, поставленной странам — участникам Плана Маршалла американскими компаниями в период его действия (с апреля 1948 года по декабрь 1951 года), превратив нефтяные компании в одного из крупнейших выгодополучателей Плана Маршалла».

В результате всех этих усилий доля нефти выросла в западноевропейском энергопотреблении с 10% в 1948 году до одной трети к 1960-му. Нефть победила.

Тимоти Митчелл не пишет о «заговоре». Не было никакого заговора. Был, как ему кажется, лишь строгий экономический и политический расчет: «Современная массовая политика стала возможной благодаря развитию способов жизни, которые использовали энергию в совершенно новых масштабах. Использование угля дало термодинамическую силу, снабжение которой в XIX столетии стало увеличиваться в геометрической прогрессии. Демократия иногда описывается как следствие этого изменения, возникающее тогда, когда быстрый рост промышленной жизни разрушает прежние формы авторитета и власти. Способность выдвигать демократические политические требования, однако, не была побочным продуктом роста использования угля. Люди стали формулировать успешные политические требования, научившись действовать внутри новой энергетической системы. Они собрались в политическую машину, используя механизмы самой этой системы. Эта сборка политической власти была позднее ослаблена переходом от коллективной жизни, построенной на угле, к социальному и техническому миру, все больше опирающемуся на нефть». Посмотрим, что будет ждать нас в эпоху увядания этого нефтяного мира.

Митчелл Тимоти. Углеродная демократия: Политическая власть в эпоху нефти. — М.: Издательский дом «Дело» РАНХиГС, 2014. — 408 с.

http://expert.ru/expert/2014/02/neft-kapital-protiv-demokratii/

— — — — — —
23 Август 2015 nilsky-nikolay: Послевоенное обострение англо-американской борьбы за нефть. Вопросы географии, 1952 http://iv-g.livejournal.com/1220006.html
08 Май 2015 СССР: энергетика и трудовая теория стоимости http://iv-g.livejournal.com/1183421.html
30 Май 2013 М.Тэтчер и нефть http://iv-g.livejournal.com/888575.html

Реклама

expert.ru: Момент истины для сланцевой «революции»

Нодари Симония, Академик РАН «Эксперт» №1 (929) 22 дек 2014
— — — — —
Н.А.Симония родился в 30 января 1932 года в городе Тифлисе (Тбилиси). В 1990 году был избран членом-корреспондентом АН СССР, а в 1997 – академиком Российской академии наук. В 1998 году избран академиком-секретарем Отделения проблем мировой экономики и международных отношений РАН. В 2000–2006 годах – директор ИМЭМО РАН. С 2006 по настоящее время – руководитель Центра энергетических исследований ИМЭМО РАН.
— — — — —
Значительное снижение цен на нефть наглядно показало, что перспективы развития добычи сланцевой нефти, прежде всего в Соединенных Штатах, но также и в других странах, были сильно приукрашены

Потребовалось целых пять лет и резкое падение нефтяных цен на мировых рынках, чтобы триумфально провозглашенная «сланцевая революция» окончательно лопнула как мыльный пузырь. Все начиналось со сланцевого газа. В октябре 2009 года на Международной конференции по газу в Буэнос-Айресе выступили с сенсационным докладом два известнейших джентльмена: Тони Хейворд, тогда глава корпорации ВР, и руководитель всемирно известной исследовательско-консалтинговой фирмы CERA (Cambridge Energy Research Associates) Дэниел Ергин, прославившийся блестящим бестселлером Prize (у нас почему-то переведенным под прозаическим названием «Добыча»). Так вот, Хейворд утверждал, что в течение следующих нескольких лет мировые резервы нетрадиционного сланцевого газа увеличатся на 60%, расчеты CERA были еще щедрее: прирост составит 250%, а сам Ергин сказал обозревателю Petroleum Economist, что технология добычи сланцевого газа мигрирует по всему свету.

С грустью приходится констатировать, что даже такой бесспорно выдающийся ум, как у Дэниела Ергина, не застрахован от соблазна сенсационных предсказаний. Нам уже приходилось отмечать, что опубликованный в 2003 году господином Ергиным и его коллегой Майклом Стоппардом прогноз, согласно которому в самые ближайшие годы американский рынок импортного СПГ станет самым крупным в мире и ключевым двигателем глобального газового рынка, так и не сбылся. И теперь двадцать с лишним импортных терминалов в США, построенных доверчивым бизнесом, так и остаются законсервированным памятником этому ошибочному прогнозу.

Перспективы широко разрекламированного сланцевого газа на поверку оказались не столь радужными. «Новые технологии» были не очень-то новыми (горизонтальное бурение известно еще с 1980-х годов, гидроразрыв пласта начали использовать еще раньше — с 1940-х), а их применение оказалось довольно дорогим удовольствием, сложным и требовавшим субсидирования. «Дешевизна» получаемого топлива на Henry Hub (центр спотовой и фьючерсной торговли природным газом в США. — «Эксперт») оказалась искусственно созданной «либеральной» администрацией США посредством запрета на несанкционированный экспорт СПГ из страны, и термин «революция сланцевого газа» стал все реже встречаться в американских СМИ. В некоторых солидных изданиях появились статьи с утверждениями о необходимости замены термина «революция» на «эволюция», и вот в Соединенных Штатах решили переключиться на «революцию сланцевой нефти» или, еще проще, «сланцевую революцию». Заговорили о том, что США в скором будущем перегонят Саудовскую Аравию по нефтедобыче и что одна только Северная Дакота с ее плеем (месторождением) Баккен обгонит по добыче Катар. Поэтому не надо сегодня удивляться тому, что когда наконец грянул гром и цены на нефть резко пошли вниз, ОПЕК не стала назначать внеочередную встречу. А когда 27 ноября 2014 года члены этой организации все-таки собрались, то решено было не уменьшать квоты на добычу и сохранить для себя планку 30 млн баррелей в сутки, сочтя текущую цену нефти приемлемой.

Реакция компаний
На самом деле многие члены ОПЕК (Венесуэла, Алжир, Нигерия, Иран, Ирак) тоже пострадали от низких цен на нефть. Однако представляется, что их убедили доводы более дальновидных коллег (особенно Саудовской Аравии) о том, что поспешное снижение квот на добычу может привести к потере части рынка, а главное — сделает рентабельной разработку сланцевых и других труднодоступных месторождений в Северной Америке. Надо терпеливо подождать (по крайней мере до лета 2015 года) и убедиться, что низкие цены нанесли серьезный ущерб конкурентам.

Расчет был правильным. Ведь целый ряд североамериканских компаний, разрабатывающих нетрадиционные месторождения нефти, уже в канун заседания ОПЕК заявили, что откладывают новые инвестиции в разработку и добычу сланцевой нефти до конца 2014-го, а если сохранится понижательная ценовая тенденция, то и на 2015 год.

Так, руководство крупнейшей независимой нефтяной компании Continental Resources, работающей на месторождении Баккен в Северной Дакоте, объявило, что не будет инвестировать в новое бурение в 2015 году, если ОПЕК не сократит квоты и не наступит устойчивая тенденция повышения цен. Глава этой компании Харольд Хамм выразил надежду, что ОПЕК на своей встрече примет позитивное решение, цены вскоре стабилизируются в диапазоне 85–90 долларов за баррель, а члены ОПЕК поймут, что «мы чувствуем, что достигли нижней ценовой ступеньки, и мы увидим резкое повышение цен довольно скоро». Однако, несмотря на такой оптимизм, Continental Resources на всякий случай урезала запланированные на 2015 год капитальные расходы в объеме 600 млн долларов и распродала все свои нефтяные хеджевые инструменты на 2014, 2015 и даже 2016 годы суммарной стоимостью 433 млн долларов.

Continental Resources не одинока, ConocoPhillips тоже отказалась от бурения новых скважин на сланцевых месторождениях, в частности на плее Ниобрара в Колорадо, и сократила расходы на 2015 год. Другая компания, Pioneer Natural Resources, решила подождать с увеличением числа буровых установок в Техасе, пока цены на нефть не восстановятся. Canadian Natural Resources до октября 2014-го намеревалась увеличить расходы на добычу в 2015 году, но уже в ноябре заявила о готовности сократить их на 2 млрд канадских долларов, если цены на нефть и газ продолжат падение.

Газета Upstream в начале ноября поместила обзор планов нефтегазовых мейджоров с заголовком «Ожидаемые урезания инвестиций в разработку в 2015 году». Он начинается со слов, что нефтяные гиганты заявляют о намерении сохранить эти расходы на прежнем уровне. Чтобы читатель имел более ясное представление о значении этого намерения, приведу надежный анализ, сделанный профессионалом со стажем — геологом Дэвидом Хьюджесом. В интервью журналу Bloomberg Businessweek в октябре 2013 года он, в частности, сказал: «Только чтобы поддерживать текущий уровень производства в США, необходимо каждый год бурить шесть тысяч новых скважин, что обойдется в 35 миллиардов долларов». По прогнозу Хьюджеса, пик разработки сланцевых углеводородов придется на 2017 год, после чего начнется падение, в результате которого за два года добыча упадет до уровня 2012-го.

Наконец, и официальный Вашингтон подытожил печальные реалии в сфере добычи сланцевых нефти и газа (а они сегодня составляют примерно 60% их общего производства в стране). Агентство энергетической информации (EIA) при департаменте энергетики США заявило в преддверии ноябрьского саммита ОПЕК, что уже при цене 60 долларов за баррель на большинстве сланцевых месторождений производство будет прекращено, а цена 50 долларов фактически будет означать конец провозглашенной «сланцевой революции».

Какая революция?
Итак, Америка доигралась со своей «сланцевой революцией». Но многие наши эксперты и СМИ до сих пор по инерции продолжают использовать этот термин. Однако спор тут не о терминологии. В самом деле, никто до сих пор не объяснил, в чем же по существу проявляется революционность добычи сланцевого газа (а затем и нефти) в Америке, каковы конкретные признаки, которые позволили бы говорить о революционности в производстве энергии в США.

Может быть, там производят новый продукт? Так нет же — всё те же метан или нефть. Применяют какие-то качественно новые достижения в области добычи? Тоже нет. Просто мы имеем дело с компиляцией двух давно известных технологий: горизонтального бурения скважин и гидроразрыва пласта. Зато отрицательных последствий навалом. Во-первых, необходимо огромное количество чистой воды, которая, кстати, в некоторых частях нашей планеты ценится значительно дороже нефти. Во-вторых, требуется добавление белого песка и химикатов, чтобы удерживать образующиеся при разрыве поры открытыми. В-третьих, всему этому сопутствует экологическое загрязнение окружающей среды, а в некоторых случаях отравление питьевой воды, ведь из скважины устраняется не более 40% отработанного раствора. В-четвертых, бурение сланцевых скважин в 5–15 раз дороже, чем обычных. Например, на южном месторождении Миссисипи Лайм каждая скважина обходится в 3,5 млн долларов, а в Северной Дакоте на Баккене — в 9 млн (бурение традиционных вертикальных скважин стоит от 400 тыс. до 600 тыс5. долларов). В-пятых, существует большая разница и в коэффициенте извлекаемости из сланцевых скважин: по нефти он составляет от 4 до 12%, по газу — от 12 до 20%, в то время как из традиционной скважины сегодня извлекается до 60% газа, а в случаях с нефтью средний коэффициент извлекаемости составляет 40%.

Приведя эти цифры, журнал Bloomberg Businessweek сопроводил их следующими высказываниями эксперта из крупнейшей в мире сервисной корпорации Schlumberger Ричарда Льюиса: «Сланцевые плеи все еще находятся на такой ранней стадии развития, что на них сегодня проводится огромное число экспериментов…» Помнится, лет пять тому назад я встретил в англо-американских научных журналах пару-тройку подобных высказываний, но тогда они потонули в океане эйфории, которую так умело могут оркестровать только американцы…

Революция Обамы
Спрашивается, зачем президенту Бараку Обаме, представителю Демократической партии, понадобилось раскручивать сланцевую энергетическую стратегию? На самом деле стратегия эта была многоцелевой. Прежде всего, в первый срок своего президентства Обама столкнулся с процессом деиндустриализации в США и связанным с этим высоким уровнем безработицы (последствия глобализации и возникшего в ее рамках феномена аутсорсинга). Вот он и решил поддержать миф о «сланцевой газовой революции», чтобы использовать искусственно сфабрикованную «дешевизну» газа для реиндустриализации, для стимулирования массового развития нефтехимии, поддержки коммунальных корпораций и домохозяйств, поощрения перехода электростанций и автотранспорта на газовое топливо.

Кстати, следует признать, что этот аспект стратегии уже дал ощутимые результаты как в виде достаточно скромного роста ВВП, так и снижения безработицы с 10 до 5,9% (октябрь 2014 года). Но все это достигнуто ценой большого ущерба18, вплоть до разорения, малому и среднему газовому бизнесу, составляющему основу (до 82%) этой отрасли в США.

Другой аспект стратегии энергетической «революции» Обамы был направлен вовне. Это была преимущественно психологическая атака, нацеленная прежде всего на Россию и расширение ее энергетического сотрудничества с Европой, главным экономическим конкурентом США. Кульминацией усилий на этом направлении и стало использование украинского кризиса, очередное обострение энергетических проблем в отношениях России и Украины, распространение русофобских настроений и втягивание во все это бюрократической машины ЕС и некоторых правительств Европы.

Сам Обама не погнушался лично участвовать в развязанной вакханалии с откровенно лживыми заявлениями. Взять хотя бы одно из его высказываний весной 2014 года: «Мы понимаем, что усиление санкций по-разному отразится на разных странах, в том числе на странах ЕС. США уже могут поставлять газа больше, чем требуется Европе. Нужно договориться о верификации этого процесса, и мы намерены сделать это». Во-первых, Обама откровенно блефовал относительно того, что США могут теперь удовлетворить спрос на газ в Европе. Не мог же он не знать, что его собственная страна физически не способна сегодня экспортировать ни одной тонны СПГ куда бы то ни было, что первые газовозы отправятся из Луизианы в лучшем случае в начале 2016 года и они уже законтрактованы. Во-вторых, Обама в приведенном высказывании, как говорится, ставит телегу впереди лошади: нормальный человек сначала займется верификацией, а потом уже будет обещать (или не обещать) что-то. Вряд ли в Европе кто-либо поверил обещаниям Обамы. Ведь зима уже приближается, и на этот раз Брюссель все же поучаствовал в достижении компромисса о зимних поставках на Украину (чтобы не воровала чужой газ) и транзиту через нее реального российского газа.

Посулы масштабирования
В рамках психологического аспекта обамовской энергетической стратегии «сланцевой революции» Геологической службе США отводится важная роль. Она услужливо штампует благоприятные прогнозы о наличии обильных сланцевых ресурсов, особенно в тех странах, которые являются газовыми клиентами Российской Федерации. Так, в 2010 году, после того как главы правительств России и Польши достигли соглашения о продлении сроков поставок газа в саму Польшу и транзите через нее, состоялся вброс информации геологических ведомств США о том, что ресурсов сланцевого газа в Польше хватит на триста лет и что она даже сможет освободить от «ига» «Газпрома» всю Европу. Польша не смогла устоять перед таким соблазном, и ратификация скорректированного соглашения с Россией затянулась на целый год. Но год прошел, и сначала, в 2012-м, ExxonMobil ушла из Польши, сославшись на отсутствие достаточной рентабельности, а затем, в 2013-м, отказались от разработок Marathon Oil, Talisman Energy и польская Lotos. До 2014 года дотянула только ConocoPhillips. И вот Financial Times объявила об остановке в Польше всех работ по сланцевому бурению. Итог: 66 скважин, оказавшихся либо пустыми, либо нерентабельными.

Показателен и пример Китая, которому государственные эксперты США тоже посулили потенциальное изобилие сланцевого газа. В 2009 году, накануне конференции ООН по климату в Копенгагене, Обама даже подписал соглашение с тогдашним главой КНР Ху Цзиньтао, обещав стране технологическую помощь. И действительно, в провинции Сычуань появились Shell и некоторые другие компании, которые начали бурение на сланцевый газ. Правда, к этому процессу подключились и китайские компании, часто образуя СП с иностранцами (лицензии на 60% месторождений принадлежат китайским Petro China, Sinopec, CNOOC и др.). В Пекине планировали, что к концу 13-й пятилетки (2020 год) будет достигнут показатель добычи 60 млрд кубометров в год. К концу августа 2014-го инвестиции в сектор сланцевого газа в КНР составили 20 млрд юаней (около 7 млрд долларов), которые были потрачены на бурение 400 скважин, включая 130 горизонтальных. Но достигнутые за предыдущие три года результаты были столь обескураживающими, что новое руководство Китая уполовинило прогнозный показатель на следующую пятилетку до 30–33 млрд кубометров сланцевого газа в год. Планируется, что до конца текущего года его годовая добыча составит всего 1,4 млрд кубометров1.

Причины неудачи с китайским сланцевым газом — дороговизна бурения (средняя скважина в Сычуани стоит 13 млн долларов, что намного больше, чем самая дорогая в Северной Дакоте) и малый коэффициент извлечения — от 5 до 20%, что контрастирует с 60% для традиционных скважин.

Так что американская помощь в разработке сланцевого газа не помогла Пекину, как и Варшаве. Сегодня некоторые эксперты у нас удивляются, что КНР пошла на заключение сразу двух крупных соглашений по газу с Россией. Высказываются мнение, что Китай принял такое решение в связи с американскими секторальными санкциями по отношению к России. Но ведь можно высказать и предположение, что неудача с перениманием американского опыта в области добычи сланцевого газа стимулировала решение нового руководства Китая заключить соглашение с более надежным и проверенным партнером в лице Российской Федерации.

***

В заключение хочется отметить, что Америка, привыкшая к своему экономическому превосходству и догматически верящая в то, что глобализация, объективно инициированная благодаря ее информационно-технологическим успехам, всегда будет американским естественным преимуществом, проглядела тот очевидный факт, что глобализация, в отличие от предыдущих фаз интернационализации мировой экономики, — штука специфическая и если не обращаться с ней разумно, может бумерангом нанести ответный удар.
http://expert.ru/expert/2015/01/moment-istinyi-dlya-slantsevoj-revolyutsii/

Натяжки в статье
i/ «сланцевая революция» окончательно лопнула как мыльный пузырь.

Революция вполне состоялась http://iv-g.livejournal.com/1135821.html

и вполне мирового масштаба

Импорт газа и нефти США упал значительно
нефть http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_move_wkly_dc_NUS-Z00_mbblpd_w.htm
природный газ http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_move_impc_s1_m.htm
— — — — — — — — — — — — — —
ii/ «Новые технологии» были не очень-то новыми (горизонтальное бурение известно еще с 1980-х годов, гидроразрыв пласта начали использовать еще раньше — с 1940-х), а их применение оказалось довольно дорогим удовольствием, сложным и требовавшим субсидирования.

Обращается внимание только на «технологические» технологии, финансовым технологиям внимания не уделено, а ведь они основные в деле разработки нетрадиционных ресурсов
— — — — — — — — — — — — — —
iii/ Поэтому не надо сегодня удивляться тому, что когда наконец грянул гром и цены на нефть резко пошли вниз, ОПЕК не стала назначать внеочередную встречу. А когда 27 ноября 2014 года члены этой организации все-таки собрались, то решено было не уменьшать квоты на добычу и сохранить для себя планку 30 млн баррелей в сутки, сочтя текущую цену нефти приемлемой.

Попытка представить политическое решение о не снижении добычи как экономическое решение
Политика в решении https://insider.pro/ru/article/3145/
Автором ничего не говорится о кризисе в мировой экономике и отказе от QE, как главных причинах снижения цен на нефть.
— — — — — — — — — — — — — —
iv/ На самом деле многие члены ОПЕК (Венесуэла, Алжир, Нигерия, Иран, Ирак) тоже пострадали от низких цен на нефть. Однако представляется, что их убедили доводы более дальновидных коллег (особенно Саудовской Аравии) о том, что поспешное снижение квот на добычу может привести к потере части рынка, а главное — сделает рентабельной разработку сланцевых и других труднодоступных месторождений в Северной Америке. Надо терпеливо подождать (по крайней мере до лета 2015 года) и убедиться, что низкие цены нанесли серьезный ущерб конкурентам.
Расчет был правильным. Ведь целый ряд североамериканских компаний, разрабатывающих нетрадиционные месторождения нефти, уже в канун заседания ОПЕК заявили, что откладывают новые инвестиции в разработку и добычу сланцевой нефти до конца 2014-го, а если сохранится понижательная ценовая тенденция, то и на 2015 год.

Нынешний ОПЕК как самостоятельный игрок против США 🙂
Чувство юмора автора бьет через край. О российско-саудовских тёрках автор предпочитает не вспоминать. чтобы не бередить раны.
Министр энергетики Саудовской Аравии Али Аль-Наими: Низкая цена на нефть негативно влияет на российскую экономику, потому что страна зависит от нефти. Это приводит к девальвации рубля, вследствие чего Россия не может погасить свою задолженность. Российскому Центральному банку уже пришлось оказывать финансовую поддержку одному из своих частных банков. Вполне вероятен и полноценный коллапс российской экономики. Россия не может сократить закачку нефти (хотя это помогло бы повысить цену на нефть), потому что ее месторождения и технологии «не так хороши, как саудовские».
Хотя интервью Аль-Наими опубликовано уже после выхода статьи, о возможном подобном развитии событий уже писали зарубежные источники
— — — — — — — — — — — — — —
v/ приведу надежный анализ, сделанный профессионалом со стажем — геологом Дэвидом Хьюджесом. В интервью журналу Bloomberg Businessweek в октябре 2013 года он, в частности, сказал: «Только чтобы поддерживать текущий уровень производства в США, необходимо каждый год бурить шесть тысяч новых скважин, что обойдется в 35 миллиардов долларов».

Указывая на большие расходы на бурение автор забывает о налоговых вычетах на бурение, которые помогают компенсировать большую часть затрат. Корректнее было бы говорить об уровнях задолженности компаний.
— — — — — — — — — — — — — —
vi/ Итак, Америка доигралась со своей «сланцевой революцией».

За скобки выносится ситуация с Россией, не доигралась ли российские нефтяные компании и правительство в своем стремлении наращивать добычу за счет заемных средств и импортных технологий.
— — — — — — — — — — — — — —
vii/ Вот он (Обама) и решил поддержать миф о «сланцевой газовой революции», чтобы использовать искусственно сфабрикованную «дешевизну» газа для реиндустриализации, для стимулирования массового развития нефтехимии, поддержки коммунальных корпораций и домохозяйств, поощрения перехода электростанций и автотранспорта на газовое топливо.

Говорить при современной экономике о хороших естественных в противоположность плохих искусственных цен,
очень сильное утверждение
— — — — — — — — — — — — — —
viii/ В рамках психологического аспекта обамовской энергетической стратегии «сланцевой революции» Геологической службе США отводится важная роль. Она услужливо штампует благоприятные прогнозы о наличии обильных сланцевых ресурсов, особенно в тех странах, которые являются газовыми клиентами Российской Федерации.

USGS занимается тем же, что и остальные геолслужбы, она считает геологические ресурсы или в американской терминологии TRR (Technically Recoverable Resources). TRR всегда намного больше экономические рентабельных ресурсов
— — — — — — — — — — — — — —
ix/ Но ведь можно высказать и предположение, что неудача с перениманием американского опыта в области добычи сланцевого газа стимулировала решение нового руководства Китая заключить соглашение с более надежным и проверенным партнером в лице Российской Федерации.

Гадать можно о чем угодно, но Китай диверсифицирует поставки сырья и старается сбивать цены, так что «надежный и проверенный партнер» может понести убытки от торговли газом, поскольку нет никаких гарантий, что Китай не захочет вернуться к более дешевому углю в условиях долговременного торможения мировой и своей экономики, а также падения экспорта.

x/ В заключение хочется отметить, что Америка, привыкшая к своему экономическому превосходству и догматически верящая в то, что глобализация, объективно инициированная благодаря ее информационно-технологическим успехам, всегда будет американским естественным преимуществом, проглядела тот очевидный факт, что глобализация, в отличие от предыдущих фаз интернационализации мировой экономики, — штука специфическая и если не обращаться с ней разумно, может бумерангом нанести ответный удар.

Удар по сланцевой отрасли США при условии намного более сильного удара по нефтегазовой отрасли России и бюджету России, вполгне допустимый размен с точки зрения интересов США, тем более, что американская экономика намного более диверсифицирована, чем российская.

expert.ru: Российская нефть уходит из Латвии

Увеличить объемы перевалки нефтепродуктов в портах России за счет перенаправления объемов топлива из портов Латвии (Вентспилс, Рига) предложила «Транснефть», о чем сообщает газета «Ведомости», ссылаясь на протокол совещания у директора департамента переработки нефти и газа Минэнерго Михаила Грязнова.

Представитель «Транснефти» подтвердил изданию, что такое предложение связано с необходимостью дозагрузить мощности российских портов. Если раньше нефть в Европу поставлялась в основном по трубопроводу «Дружба», то посоле строительства в Ленинградской области портов Приморск и Усть-Луга появилась возможность перенаправить потоки нефти и нефтепродуктов. По его словам, у «Транснефти» есть свободные нефтяные мощности, которые будут использоваться для перекачки дизтоплива.

Эту идею поддержали представители всех крупных нефтяных компаний — «Сургутнефтегаза», «Роснефти», «Лукойла», «Башнефти», «Татнефти» и «Газпром нефти». «Роснефть», например, готова перенаправить перевалку нефтепродуктов и нефти на порты «Новороссийск» и «Приморск», но при наличии «технической возможности трубопроводного и железнодорожного транспорта, а также экономической привлекательности указанных поставок». Представитель «Газпром нефти» на совещании высказал готовность полностью переориентировать экспортные потоки нефтепродуктов в порты Приморска, Усть-Луги, Морской порт «Санкт-Петербург», но «в случае обеспечения равнодоходности посредством снижения тарифов». Имеются ввиду тарифы РЖД. Представитель «Татнефти» тоже считает, что для обеспечения равнодоходности поставок транспорта необходимо снизить тарифы РЖД на транспортировку, а «Транснефти» и терминалам в Усть-Луге и Морском порту «Санкт-Петербург» — на перевалку, говорится в протоколе.

«В Латвийский портах перевалка и фрахт традиционно дешевле, чем в российских, поэтому вполне логично, что нефтяники будут требовать компенсации издержек», — говорит Сергей Пикин, директор Фонда энергетического развития.

В связи с враждебной политикой руководства Латвии, Россия в первое десятилетие XXI века переориентировала грузовой поток на использование национальных портов Балтийского моря, что, фактически, поставило под сомнение перспективы Вентспилсского порта. Лишение перевалки российской нефти и нефтепродуктов поставит порты в трудную экономическую ситуацию.

Ранее мэр Вентспилса Айвар Лембергс выступил с резкой критикой того, что Латвия присоединилась в санкциям против России.

«Нам тогда проще пойти и всем вместе утопиться в Балтийском море», — сказал Лембергс. — «Транзит в Вентспилсе на 80% зависит от российских грузов. Если Латвия посмеет ввести экономические санкции против России, то России придется сделать то же самое».

«Можно даже сказать, что им придется конец, во всяком случае выкручиваться будет трудно, — считает Алексей Безбородов, генеральный директор консалтингового агентства «Инфраньюс». –За девять месяцев этого года эти порты перевалили 19 млн тон нефти и нефтепродуктов, по году получится около 25 млн тон, в основном российских».

С портом Вентспилс российских нефтяников связывает давняя история конкуренции за транспортировку нефти и нефтепродуктов между «Транснефтью» и РЖД. В СССР Вентспилский порт находился в числе лидеров по экспортной перевалке наливных грузов, в первую очередь нефти и нефтепродуктов. В начале 2000-х годов Вентспилс по объёму перевалки российской нефти уступал только Новороссийскому порту. Тогда все экспортные маршруты были загружены «под завязку» и Россия не имела альтернативы прибалтийским портам. Латвия умело пользовалась таким положением повышая регулярно цену на перевалку. Российские нефтяные компании при содействии Российского союза нефтеэкспортеров неоднократно обращались к руководству Вентспилского порта с просьбой снизить тарифы. Осознавая прочность своей позиции, глава ассоциации латвийского транзитного бизнеса и мэр Вентспилса Айварс Лембергс отвечал отказом либо выдвигал трудновыполнимые условия для российской стороны. Не нашла поддержку и идея российских нефтяников совместно использовать порт Вентспилса.

Но у него стало меньше аргументов после завершения строительства «Трнаснефтью» в 2000 году Балтийской трубопроводной системы, которая стала альтернативным маршрутом для экспорта российской нефти и снизила зависимость от портов Латвии и других прибалтийских стран. В те годы речь шла лишь о снижении зависимости от соседних стран, но не о полном отказе от использования иностранных портов. Первая очередь БТС предусматривала отгрузку 12 млн тонн нефти в год, что было меньше мощности одного только Вентспилса, не говоря уже о других портах Латвии, Литвы и Эстонии. Приморский порт рассматривался лишь как дополнение к портам Прибалтики.

В 2003 году мощность порта в Приморске за счет БТС достигла 30 млн тонн нефти в год. Экспорт нефти через Латвию стал быстро снижаться, а официальные представители России уже тогда начали говорить о скором отказе от использования иностранных портов.

Тогда Латвия уже сама заговорила о совместной деятельности и увеличении перевалки нефтяных грузов в Вентспилсе. Но прежние условия уже не устраивали российскую сторону. «Транснефть» запросила контрольный пакет акций Ventspils Nafta — основного оператора Вентспилского порта. Российская компания оценила пакет в $143 млн, Айварс Лембергс — в $200 млн. Возможно, это была последняя возможность договориться о сотрудничестве. Получив отказ, Сергей Григорьев, занимавший в то время должность вице-президента «Транснефти», посоветовал латышам «вязать носки, производить трикотаж и не биться за транзит». 1 января 2003 года Вентспилс был вычеркнут из списка направлений для транспортировки нефти. В 2004 году «Транснефть» снизила оценку стоимости контрольного пакета акций латвийского терминала до $1.

В 2006 году Приморск уже был способен переваливать 75 млн тонн нефти в год. В этом же году Россия прекратила отгружать нефть через литовский порт Бутинге. В 2009 году пришёл черёд Одессы попрощаться с транзитом российской нефти. И вот теперь, пользуясь санкциями, «Транснефть» взяла реванш, предложив нефтяникам отказаться от Вентспилса.

«Думаю, наши нефтяники больших издержек не ощутят. «Трнанснефть» часть этой нефти пустит по трубе, коло 6 млн тон, это позволит сэкономить на тарифах РЖД», — говорит Алексей Безбородов.

Нефтяники будут требовать скидок и потому, что продавали европейским трейдерам из латвийских портов с большой премией светлую нефть, которую везли по железной дороге.

«Попадая в трубу, она смешивается с башкирской нефтью и качество снижается, поэтому дорого ее уже не продашь. Но в принципе затраты сопоставимы что в Латвии, что в наших портах, поэтому больших потерь ни у кого не будет», — считает Алексей Безбородов.

Порт Приморск (Морской торговый порт Приморск) — крупнейший российский нефтеналивной порт на Балтике, конечная точка Балтийской трубопроводной системы. Недавно он был модернизирован за счет покупки европейских и американских технологий. Порт имеет 18 резервуаров и 5 резервуаров аварийного сброса. Их общий объем по строительному номиналу около 921 тыс. м3. Полезная емкость, на которую заполняется резервуарный парк товарной нефтью, составляет 657 тыс. м3, что впрочем, в два раза меньше, чем в Винтспилсе.

В финском заливе в 2001 году появился новый крупный игрок – порт Усть-Луга. Его пропускная способность в 2012 году составила 35 млн т в год. К 2015 году пропускную способность планируется увеличить до 50 млн т в год, к 2020 году — до 100 млн т в год.

«Мощностей у нас достаточно, появятся и дополнительные, — пояснил «Эксперт Online» Игорь Беляков, технический директор ОАО «Компания Усть-Луга». – Морским путем их можно увеличивать сколько угодно, танкеры перенаправят с Латвии в нашу сторону».
http://expert.ru/2014/10/16/ujti-iz-latvijskih-portov/

expert.ru: Нетрадиционные углеводороды России

16 июн 2014

Запасов нетрадиционного углеводородного сырья на порядки больше, чем традиционного. При современном уровне потребления их с лихвой хватит на сотни лет непрерывной добычи, и начинать их разрабатывать нужно уже сейчас

В преддверии Всемирного нефтяного конгресса, который начался в Москве 15 июня, прошли два мероприятия, посвященные развитию российской нефтегазовой отрасли. Четвертого июня в Астрахани Владимир Путин провел заседание комиссии при президенте РФ по вопросам стратегии развития топливно-энергетического комплекса и экологической безопасности. Днем позже аналитический центр (АЦ) при правительстве РФ организовал круглый стол «Перспективы развития нефтяной отрасли до 2020 года» с целью подготовки к дальнейшему рассмотрению этой темы на заседании кабинета министров.

На президентской комиссии речь шла, в частности, о необходимости формирования условий гарантированного роста экономики страны с учетом потенциала проектов в ТЭКе, прежде всего в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также об инфраструктурном обеспечении выхода наших компаний на растущие рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. Важное место в обсуждении заняла проблема самообеспеченности соответствующими технологиями и наращивания собственных компетенций, в том числе в сфере нефтесервиса, для нивелирования зависимости российских нефтяных компаний от услуг иностранных контрагентов. Мультипликативный эффект, считает Владимир Путин, могут обеспечить якорные заказы платежеспособных предприятий ТЭКа, которые потянут за собой спрос на отечественное оборудование, кадры, услуги, технологии, локализацию производства в смежных и обслуживающих отраслях. Все это, в свою очередь, даст толчок увеличению ресурсной базы нефте- и газодобычи, освоению новых месторождений, без которых невозможны ни насыщение внутреннего рынка, ни рост экспорта. О потенциале развития ТЭКа, о способах увеличения его ресурсной базы велся разговор и на круглом столе правительственного АЦ. Здесь констатировали, что производителям нефти все чаще приходится отвечать на вызовы, которые связаны со структурными изменениями добычи, в том числе с освоением континентального шельфа, удорожанием традиционной добычи и повышением глобальной конкуренции, а также с разработкой запасов нетрадиционной нефти и нефти плотных пород. Основными точками роста для нефтедобывающей отрасли России эксперты ожидаемо называют новые проекты Сибири, Дальнего Востока, континентального шельфа и — об этом у нас пока можно услышать нечасто — нетрадиционное углеводородное сырье (УВС). По оценкам Минэнерго, представленным заместителем министра Кириллом Молодцовым, к 2035 году доля трудноизвлекаемых запасов может составить 14–20% общей добычи, и это при условии значительных инвестиций в разработку технологий уже в ближайшие пять—семь лет. Эффективное освоение нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов замминистра связывает с комплексным подходом, включающим в себя современные технологии геологоразведки и доразведки, опытную и промышленную эксплуатацию с применением методов повышения нефтеотдачи добычи и вводом новых налоговых правил для стимулирования нефтяных компаний. Именно такой подход должен найти отражение в обновленной версии Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период 2020–2035 годов, которую Минэнерго планирует утвердить до конца 2014-го. Насколько и когда станут востребованы все эти нетрадиционные ресурсы?

Непростая арифметика Известно, что разведанные запасы газа в России — одни из самых значительных в мире. По категориям ABC1 (достоверные, установленные и оцененные) у нас около 49 трлн куб. метров, или около четверти всех мировых доказанных запасов, по категории С2 (предполагаемые) — еще около 20 триллионов. Суммарные ресурсы (начиная с категории С3), включая шельфовые акватории, оцениваются примерно в 230 трлн куб. метров и занимают первое место в мировом газовом балансе. По добыче газа в последние три-четыре года мы уступаем первое место США (в 2013 году в России его было добыто 668 млрд куб. метров, в США — 687,5 млрд, это примерно по 20% мировой добычи), а накопленная добыча у нас превысила 18 трлн куб. метров. Наша страна занимает первое место в мире по объемам экспорта газа: в прошлом году было вывезено около 230 млрд куб. метров (более 17% мировых экспортных поставок). Причем приведенные цифры характеризуют только традиционную ресурсную базу газодобычи. Геологические же оценки нетрадиционных ресурсов газа, того же сланцевого, метана угольных пластов, и в масштабах мирового энергетического баланса, и в потенциале России несопоставимы с объемами традиционных ресурсов и зачастую многократно их превышают. Но даже без вовлечения нетрадиционных ресурсов в промышленный оборот этого вида УВС при нынешнем объеме добычи нам хватит минимум на семьдесят лет. По мнению авторитетнейшего специалиста в области теоретических и прикладных проблем геологии и геохимии, нефти и газа академика РАН Алексея Конторовича, дефицита традиционного газа не будет до конца 2080-х. С нефтью дела обстоят хуже, хотя на первый взгляд цифры смотрятся вполне прилично. Запасы нефти в России по категориям ABC1, по данным на 2013 год, составляют 18 022,4 млрд, предполагаемых запасов — еще около 11 млрд тонн. В прошлом году мы заняли первое место в мире по добыче нефти и газового конденсата — 523,2 млн тонн. Казалось бы, простая арифметика дает нам по крайней мере 40 лет спокойной жизни. Между тем компания «Роснефть», на которую приходится около 40% добычи российской нефти, заявляет, что обладает доказанными запасами нефти только на 20 лет добычи. По мнению академика Конторовича, российские компании выйдут на максимальный показатель добычи нефти к 2020–2022 году, в крайнем случае к 2025-му. Извлечение на предельных показателях будет осуществляться на протяжении пяти—семи лет, а затем, если ничего не предпринимать, добыча пойдет на спад. Министр природных ресурсов Сергей Донской в декабре прошлого года тоже говорил, что при уровне добычи 500 млн тонн нефтяного эквивалента жидких углеводородов хватит не больше чем на десять лет. Правда, тогда мало кто обратил внимание на другое заявление министра, что в случае успеха предпринимаемых усилий по эффективному использованию и вовлечению запасов: локализации ресурсов, своевременному переводу запасов категории С2 в категорию С1, рациональному использованию недр — все эти мероприятия позволят обеспечить добычу на этом же уровне в течение еще как минимум 30 лет. В любом случае и 30 лет — вполне обозримый срок. Поэтому не случайно интерес к нетрадиционным и трудноизвлекаемым видам углеводородов у нас связывают именно с нефтью, ухудшение состояния сырьевой базы которой способно препятствовать динамичному развитию не только всего ТЭКа, но и страны в целом, ведь ее доходы на четверть состоят из поступлений от нефтянки.

По данным петербургского Всероссийского нефтяного научно-исследовательского геологоразведочного института (ФГУП ВНИГРИ), в нефтяном балансе страны числилось около 2600 месторождений, почти 90% которых обладают запасом меньше 15 млн тонн, а преимущественно — 1–3 млн тонн, причем большое их число в современных условиях недропользования, в том числе регуляторных, нерентабельны. Крупных месторождений с запасом свыше 30 млн тонн в России 110. В разработку уже вовлечено 77% текущих запасов категории АВС1 и больше половины — категории С2. Выработанность запасов нефти на 2013 год, по данным известного российского ученого заведующей отдела нетрадиционных ресурсов углеводородов и их комплексного освоения ВНИГРИ Веры Якуцени, в целом по РФ превысила 54% (от суммы накопленной добычи 21 225,3 млрд тонн плюс запасы ABC1 18 022,4 млрд тонн), особенно велика она по Приволжскому федеральному округу — 71–85%. Из-за интенсивной отработки запасов крупных месторождений ухудшилось состояние текущей сырьевой базы не только в «старых» нефтедобывающих регионах, но и в более «молодых»: даже в Западной Сибири, на долю которой приходится 67% всей добываемой нефти в стране, больше 70% текущих запасов заключено в месторождениях, перешедших в падающую стадию добычи. Не радует и качественная структура запасов. Запасы трудноизвлекаемых нефтей по качеству сырья (тяжелая, высоковязкая) или по условиям залегания (коллекторы с низкой проницаемостью) составляют 56%. Соответственно, запасов нефти, благоприятных для извлечения, всего 44%. В добыче обратная ситуация: доля легкой, маловязкой нефти, добываемой из коллекторов с хорошими характеристиками, больше, чем трудноизвлекаемой, — 59 и 41% соответственно (график 1). Понятно, что в ближней перспективе доля последней будет только возрастать, и это в немалой степени повысит себестоимость и в целом ухудшит параметры эффективности нефтедобычи. Подмена понятий Проблема эта касается не только России: последнюю четверть века все человечество балансирует на грани проедания запасов традиционной нефти (график 2). По данным British Petroleum, за этот период накопленная добыча перекрыла суммарный прирост доказанных запасов нефти на 14 млрд баррелей. При этом запасы новых месторождений нефти и их средний размер в мире, как и в России, все время уменьшаются. С другой стороны, эксперты говорят, что в последние четыре года наблюдается спад инвестиций в возобновляемые источники энергии, а долгосрочный потенциал снижения энергоемкости мировых экономик ограничен, и это при прогнозируемом росте абсолютных величин спроса на углеводороды, прежде всего со стороны стран Азиатско-Тихоокеанского региона, то есть о факторах, которые поддерживают высокие цены на углеводороды. Они, в свою очередь (вкупе с налоговыми послаблениями государств для компаний, работающих в этой области), дают возможность уделять больше внимания разработке дорогостоящих запасов нетрадиционных углеводородов, ресурсы которых на несколько порядков больше традиционных (график 3). Это самым прямым образом отразилось на сланцевой революции, которая случилась в США и которую пока никак не удается перенести на территории других стран, поскольку нигде, кроме США, нет такого уникального сочетания геологических условий, рыночных, регуляционных, инфраструктурных элементов при избытке компаний, готовых вкладываться в венчурные проекты.

Добыча того, что называют сланцевой нефтью, в промышленных объемах стала возможной лишь тогда, когда цена на нефть обосновалась на планке примерно 100 долларов за баррель. Дело в том, что стоимость барреля нефти у устья скважины в самой известной сланцевой формации Баккен, по оценкам самих американцев, колеблется от 50 до 70 долларов. Для сравнения: расходы российских нефтяных компаний, например «Лукойла» и «Роснефти», на добычу барреля нефти в последние два года не превышали пяти долларов. Правда, им в отличие от американцев приходится иметь дело с длинным транспортным плечом, которое накидывает еще более десяти долларов к себестоимости российской нефти. Еще в 2009 году США вырвались в лидеры по добыче нетрадиционных газа и нефти, а по общей добыче газа даже опередили Россию, долгое время занимавшую первую позицию в мировом рейтинге (подробнее см. «За нефтяную иглу придется побороться», «Эксперт» № 21 за 2014 год). Но надо понимать, что, к примеру, во всем объеме добываемого газа сланцевый занимает лишь треть, остальное приходится на тот же традиционный — скважинный — и частично на метан угольных пластов (около 70 млрд куб. метров в год), который тоже относят к нетрадиционному УВС. Вообще, четкого терминологического аппарата у нас пока нет, говорит заместитель генерального директора ВНИГРИ по научной работе Александр Ильинский, но его надо создавать. Американцы вообще не заморачиваются этой проблемой, им важен результат — продукт, рассказывает Ильинский, в России же разработка такого аппарата важна для того, чтобы включить в оборот эти углеводороды с точки зрения возможных налоговых льгот и преференций для начала их освоения, и во ВНИГРИ вскоре должна выйти монография с предложением такой классификации. По словам Сергея Донского, анонсировавшего ввод правительством с 2016 года новой классификации запасов углеводородов, в настоящее время не существует четких критериев, по которым те или иные запасы могут быть отнесены к определенной категории, и это реальная проблема: уже начали появляться льготы на добычу нефти из трудноизвлекаемых объектов, и, чтобы преференции работали эффективно, понятие «трудноизвлекаемые запасы» требует четкого определения и систематизации.

Во ВНИГРИ считают, что в широком смысле нетрадиционные — это гораздо более дорогие по сравнению с традиционными ресурсы УВС. По общепринятой мировой классификации к нетрадиционным видам УВС сейчас относят сланцевые газы, газовые гидраты в холодных недрах и в донных отложениях шельфа, метан угольных месторождений и пластов и метан, растворенный в пластовых водах, а также тяжелые и высоковязкие нефти, нефтяные пески и природные битумы, то есть все трудноизвлекаемые углеводороды. А вот то, что сейчас понимают под сланцевой нефтью, имея в виду Light Tight Oil, или, в российской терминологии, легкую нефть низкопроницаемых коллекторов, вообще относят к традиционному УВС, только классифицируя его как трудноизвлекаемое. Сейчас ВНИГРИ предлагает все трудноизвлекаемые углеводороды относить к нетрадиционным. «Интересно, что широкое толкование слова shale (сланцевый) привело к тому, что сначала сланцевой нефтью назвали синтетическое топливо, которое можно получать из керогена (это вид органики, одна из форм “недозревшей” нефти, расположенной в нефтеносных сланцах)», — рассказывает научный сотрудник Института энергетических исследований РАН Светлана Мельникова. В 2010 году Международное энергетическое агентство (IEA, МЭА) оценило технические извлекаемые запасы керогеновой нефти в 1000 млрд баррелей для США при 1600 млрд баррелей всех доказанных глобальных запасов традиционной нефти, и мир вздрогнул от прогноза авторитетной организации, грозящего перевернуть привычный расклад и оставить не у дел остальных производителей углеводородов. Но сенсации не произошло, хотя США к этому времени начали добывать уже по 2 млн баррелей сланцевой нефти в день, но другой — Light Tight Oil, используя комплекс технологий, базирующихся на горизонтальном бурении и гидроразрыве пласта, а керогены оказались хотя и огромным потенциальным ресурсом УВС, но с очень отдаленной перспективой использования. В итоге американское Агентство энергетической информации (EIA) поправило своих коллег, оценив величину мировых технически извлекаемых ресурсов сланцевой нефти в 345 млрд баррелей. Это около 10% доказанных запасов и текущей оценки ресурсов традиционной и нетрадиционной нефти планеты. Россию по объему технически извлекаемых ресурсов EIA поставило на первое место с 74,6 млрд баррелей (более 10 млрд тонн). Месторождение для свечного заводика Наша страна находится на самом начальном этапе изучения перспектив добычи нетрадиционных углеводородов на своей территории. Безусловно, в советское время занимались и горючими сланцами, и метаном угольных пластов, и трудноизвлекаемыми видами нефти, но из-за обилия относительно дешевого традиционного УВС работа с нетрадиционным и трудноизвлекаемым сырьем системно не велась. В результате в России сейчас практически нет даже сколько-нибудь устоявшихся данных по запасам и ресурсам таких углеводородов, которые не вызывали бы сомнений и споров у экспертов (а такие цифры есть, например, по США). Наши оценки с западными существенно разнятся. Так, предварительные оценки ресурсов сланцевого газа в России расходятся на два порядка, от 20 трлн до 200 трлн куб. метров, говорит Светлана Мельникова. Ресурсная база Баженовской свиты (подробнее о ней см. «Национальное достояние как повод для беспокойства», «Эксперт» № 59 за 2012 год), которую МЭА признало в 2013 году наиболее богатой нефтесланцевой толщей в мире, по мнению аналитиков агентства, составляет 144 млрд баррелей нефти и 37 трлн куб. метров газа, при этом только неоткрытых ресурсов традиционного УВС здесь 8 млрд баррелей нефти, 19 трлн куб. метров газа и 21 млрд баррелей газоконденсата. По словам академика Алексея Конторовича, великий геолог своего времени член-корреспондент РАН Иван Иванович Нестеров сорок лет назад считал, что ресурсы нефти в Баженовской свите превышают 20 млрд тонн. Прогнозная оценка запасов УВС Бажена, данная самим Конторовичем еще в 1997 году, превышает 378 млрд баррелей (свыше 50 млрд тонн). Кирилл Молодцов, высказывая мнение Минэнерго, считает, что добыча нефти из Баженовской свиты может составить со временем 80 млн тонн ежегодно, поэтому она определена в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли России одним из приоритетов инновационного развития нефтяного комплекса страны. Геологические запасы сверхвязкой нефти и природных битумов в России оцениваются в 55 млрд тонн, причем их разработка уже ведется в Татарстане.

Первым и до сих пор наиболее полным документом, в котором была сделана попытка систематизировать накопленный объем знаний в области нетрадиционных углеводородов в России, стала «Единая государственная программа подготовки минерально-сырьевой базы и добычи углеводородного сырья из нетрадиционных источников», подготовленная ВНИГРИ в 2011 году. Старейший нефтяной институт России, по словам Александра Ильинского, получил заказ на эту работу от Минприроды благодаря тому, что еще в советское время начал развивать тему нетрадиционных ресурсов углеводородов и их комплексного освоения. В документе, в частности, обобщены данные советских и российских ученых и прогнозные ресурсы российского сланцевого газа, сосредоточенного в основном в Западной и Восточной Сибири и оцененного в 48,8 трлн куб. метров.

Программа должна создать условия для увеличения годовой добычи сланцевого газа к 2026 году до 12,2 млрд куб. метров, но эксперты сомневаются, будет ли реализован даже этот небольшой прирост относительно общей добычи природного газа. Обнадеживает то, что в Минэнерго считают: запасы сланцевого газа целесообразно использовать для газификации самих регионов, перспективных для разработки подобных ресурсов и не подключенных к единой системе газоснабжения, а таких — половина территории страны. Такой подход может вполне себя оправдать, считает Ильинский. Конечно, себестоимость добычи сланцевого газа, особенно на первых порах, будет превышать 100 долларов за 1000 куб. метров — при 20–30 долларах на традиционных месторождениях Западной Сибири. Но из-за отсутствия дорогостоящего транспортного плеча и коммерческой стоимости газа для потребителя, близкой к 200 долларов, освоение таких ресурсов может стать интересным, как в той же Америке, для небольших нефтегазодобывающих компаний. Когда поднялся сланцевый бум в США, руководители некоторых компаний, и больших металлургических, и небольших заводиков, прочитав в газетах, что такого газа завались и по всей территории России, просили открыть им месторождение чуть ли не под корпусами их предприятий, смеется Александр Ильинский.

В рамках совместного проекта ВНИГРИ и «Лукойла» «Невостребованные запасы и ресурсы УВС» в региональных месторождениях, освоение которых географически и технологических затруднено, геологи насчитали по запасам (АВС1 + С2) нефти 9,8 млрд тонн, газа — 26,7 трлн куб. метров, еще 7,2 млрд тонн и 20,8 трлн куб. метров составляют ресурсы. Сейчас ученые вместе с предпринимателями и представителями государства прорабатывают комплекс организационных, технологических и экологических мероприятий, с тем чтобы облегчить вовлечение таких УВС в оборот. Часть проблем будет решаться в рамках формируемой сейчас при координации ВНИГРИ технологической платформы «Нетрадиционные источники углеводородного сырья», презентация которой произойдет на днях. Интерес к ней уже проявляют десятки субъектов рынка. Другим знаком оживления деятельности в этой области Ильинский считает участие в проектах по нетрадиционным ресурсам российских «Лукойла», «Газпрома», «Роснефти», «Татнефти», «Сургутнефтегаза»; в последнее время особую активность проявляют и крупные ТНК, у которых есть определенные ограничения на получение лицензий на освоение традиционных объектов, а поле деятельности в области нетрадиционных УВС еще практически свободно.

КИН, НДД и другие
Снижение эффективности добычи углеводородов долгое время усугублялось падением показателя проектного коэффициента извлечения нефти (КИН), причем это связано не только с безвременьем 1990-х. Из известного специалистам «креста нефтяника» (график 4) видно, как постоянный рост доли трудноизвлекаемых запасов (ABC1) сопровождался в СССР и России многолетним снижением средней нефтеотдачи КИН, который стабилизировался и начал понемногу расти только в последние годы. Как утверждает Александр Ильинский, справедливости ради стоит отметить, что этот показатель зависит не только от использования или неиспользования современных технологий добычи, в чем зачастую необоснованно упрекают наших нефтяников, но прежде всего от геологических и других особенностей конкретного месторождения. Например, нефтеотдача пластов в Латинской Америке, Юго-Восточной Азии составляет в среднем 24–27%, в Иране — 16–17, в США — 33–37%. Средний проектный КИН российских запасов (категорий АВС1) превышает средний мировой уровень (29%) и составляет 34%. Это не значит, говорит Ильинский, что из пластов нельзя добыть больше проектного. Чем больше мы хотим выкачать из пласта, тем большие затраты необходимо понести, то есть всегда есть пределы возможностей дальнейшей эксплуатации, которые упираются прежде всего в экономику, так как технологии для этого существуют. Было время, когда некоторые компании в России снимали сливки, после чего заброшенное месторождение заводнялось, и, по сути, запасы терялись безвозвратно. Сейчас этого нет, во-первых, потому, что более жестко работает система лицензирования, и, если недропользователи не выполняют лицензионных условий, они могут лицензии лишиться. Сами компании стали работать более грамотно, в целом не уступая западным, прежде всего потому, что они работают в основном на западных же технологиях и оборудовании. В частности, у «Сургутнефтегаза» и «Татнефти» КИН уже превышает 40%. Тема повышения КИН важна именно в связи с исчерпанием традиционных ресурсов, ведь прежде, чем приступать к дорогостоящим новым проектам, тем же арктическим, есть смысл просчитать, нет ли смысла потратиться на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет технологических новаций на старых месторождениях, так как любое новое потребует огромных затрат на освоение, в том числе на инфраструктурное обеспечение. Использование же вторичных и третичных методов повышения нефтеотдачи может увеличить извлекаемые запасы уже существующих месторождений. Так, «Лукойл» планирует выйти на КИН 40% через шесть лет, что позволит компании ввести в разработку еще 3 млрд баррелей нефтяного эквивалента доказанных запасов. В «Роснефти» посчитали, что увеличение КИН по категории С2 на 10% даст прирост извлекаемых запасов компании примерно в 1,5 млрд тонн. Но стимулирование компаний к повышению КИН потребует от государства более гибкой фискальной политики. Одной из стимулирующих мер для более глубокой выработки месторождений, а в перспективе и при разработке нетрадиционных ресурсов УВС эксперты называют переход от оборотных налогов на налогообложение прибыли или на налог на дополнительный доход (НДД). В Минэнерго их поддерживают, считая, что такой налог необходимо вводить, опробовав сначала его эффективность на нескольких пилотных проектах. В дальнейшем это позволит более корректно распределить налоговую нагрузку на нефтяную отрасль. Низкий уровень конкуренции может существенно замедлить темпы разработки и внедрения технологий в этой области, и наоборот, считает генеральный директор Ассоциации малых и средних нефтегазодобывающих организаций «АссоНефть»Елена Корзун. Для создания конкурентной среды и развития сектора независимых нефтяных компаний (НКК) необходимо разработать механизм вычетов расходов на геологоразведочные работы из налога на добычу полезных ископаемых, ввести понижающие коэффициенты НДПИ для нефти, добываемой из мелких месторождений. Требуется и содействие властей в предоставлении недискриминационного доступа к направлениям экспорта, а также в использовании их в качестве полигонов для введения НДД — в НКК считают, что небольшие гибкие компании быстрее покажут эффект от применения этого налога, в том числе для государства. Переход от оборотных налогов на налогообложение прибыли потребует от властей готовности отказаться от сиюминутного бюджетного подхода (а бюджет ощутимо потеряет при введении НДД) в пользу стратегического планирования своих доходов за счет системных выгод от повышения отраслевой эффективности. Необходимо тонкое администрирование, знание отраслевой специфики, чтобы не дать компаниям накручивать затраты, а значит, необходимо ведение отдельного учета для каждого проекта. По мнению президента Института энергетических исследований (ИНЭИ) РАН академика Алексея Макарова, именно такая политика сделает экономически привлекательным освоение нетрадиционных ресурсов: разработку тяжелой и вязкой нефти, нефтяных битумов, месторождений сланцевой нефти Баженовской свиты — и позволит совокупно увеличить ежегодную добычу сырья по сравнению с базовым сценарием развития отрасли, просчитанным ИНЭИ, еще на 30 млн тонн к 2040 году. Директор Энергетического центра московской школы управления «Сколково» Григорий Выгон считает, в частности, что до 2020 года основная неопределенность в добыче нефти связана прежде всего с налоговой политикой государства, а уже к 2035 году акцент с налогов сместится в сторону эффективности развития технологий и успешности геологоразведочных работ. По его мнению, в благоприятном сценарии добыча нефти, включая нетрадиционную, может достичь в России 572 млн тонн к 2035 году. Если же ничего не менять, утверждает министр энергетики Александр Новак, добыча нефти упадет и в течение 20–30 лет из имеющихся запасов будет добыто лишь 11 млрд тонн.

http://expert.ru/expert/2014/25/trebuetsya-netraditsionnaya-orientatsiya/

burckina-faso: Прибыль и налоговые отчисления в бюджет РФ в 2012 году

На основе данных журнала «Эксперт» сделал следующий график:

Весьма наглядно положение нефтегазовой отрасли в экономике РФ. На фоне этого гиганта* прибыли и налоги всех прочих отраслей разглядеть практически невозможно. Есть небольшие исключения в виде банковской сферы, которая занимает крепкое второе место, следом идет транспорт. …
*гигантские прибыли нефтегазовой отрасли, налоги от которых составляют примерно четвертую часть.

Для более объективного рассмотрения я сделал такой же график без нефтегазовой отрасли, чтобы вклад остальных отраслей стал более заметным:

Голубым цветом я выделил область приложения сил т.н. креативного класса, который громче всех кричит о том, что его грабят и ему недоплачивают. Как видно из графика, если выбросить банки и торговлю …, то креаклам лучше молчать в тряпочку. Для государства они полный ноль с точки зрения прибылей и налогов.
http://burckina-faso.livejournal.com/485136.html

Налог на добычу полезных ископаемых

wikipedia

Налоговый кодекс Российской Федерации (НК РФ) > Часть вторая > Раздел VIII. Федеральные налоги > Глава 26. Налог на добычу полезных ископаемых
http://base.garant.ru/10900200/36/

http://www.consultant.ru/popular/nalog2/3_8.html

http://zakon.ru/Redesign/ListByKeyword/37

http://taxpravo.ru/navigator/126-nalog_na_dobychu_poleznyh_iskopaemyh_ndpi

Данные, применяемые для расчета налога на добычу полезных ископаемых в отношении нефти (в целях применения главы 26 налогового кодекса РФ)

16.09.2013

Сейчас экспортеры нефти платят пошлину по ставке 60% (от разницы между средней ценой нефти за месяц и $182,5), за большинство нефтепродуктов — 66% от нефтяной, а за бензин — 90%. «Мы снижаем экспортные пошлины на нефть и немного повышаем НДПИ, при этом поскольку добывается вдвое больше, чем экспортируется, то это позволяет не настолько повысить НДПИ», — описал идею Минфина замминистра финансов Сергей Шаталов.

Обсуждается снижение пошлины (коэффициента при ее расчете) на 1-2%, знает федеральный чиновник. На 2% в год, рассказывает об инициативе Минфина высокопоставленный чиновник правительства, НДПИ предложено повысить на 8% в 2014 г., на 5% — в 2015 г. и на 6,5% — в 2016 г. Должны вырасти и льготные ставки НДПИ, уточняет другой чиновник. Но решение пока не принято, подчеркивают собеседники «Ведомостей».

Против маневра выступило Минэнерго, потери отрасли могут составить порядка 75 млрд руб. в год, предупреждает представитель министерства. По его словам, Минэнерго прорабатывает различные варианты наполнения бюджета, в том числе за счет более плавного изменения НДПИ при одновременном пересмотре с 2015 г. пошлин на экспорт мазута и дизельного топлива. Также Минэнерго беспокоит влияние маневра на нефтепереработку и рентабельность НПЗ. Ведь при снижении пошлины начинает расти внутренняя цена нефти — она считается как разница между экспортной ценой и расходами на пошлину и транспортировку.

Представители крупнейших нефтяных компаний отказались комментировать инициативу Минфина. Это перекладывание из одной корзины в другую, жалуется сотрудник нефтяной компании, налог нужно собирать не с добычи, а с финансового результата. Нагрузка на отрасль и без того слишком велика, сетует другой нефтяник, к тому же могут снизиться маржа переработки и эффективность инвестиций в модернизацию НПЗ, не исключен дефицит нефтепродуктов в отдельных регионах.

Опасения нефтяников небеспочвенны, вырастет себестоимость и добычи, и переработки нефти, часть сырья может быть отправлена не на НПЗ, а на экспорт. Нагрузка на экспортеров снизится, подсчитал аналитик Raiffeisenbank Андрей Полищук: при $100 за баррель платежи в бюджет (пошлина и НДПИ) составляют 70% от цены нефти, после маневра нагрузка вырастет в 2014 г. до 70,15%, но в 2015 г. снизится до 69,8%, а в 2016 г. — до 69,6%.

Снизив пошлину на экспорт нефти, правительство продолжит реформу налогообложения отрасли, начатую в 2011 г., — тогда оно и внедрило систему 60-66-90. Пересмотрев ставки (повышение для экспорта дешевого мазута и снижение для нефти), правительство рассчитывало стимулировать выпуск светлых нефтепродуктов и сократить нагрузку на добычу. Эффект был, констатировали эксперты EY: за 2012 г. компании нарастили вложения в разведку и добычу на 19%, а в переработку — на 30%.

Сейчас маржа российских НПЗ составляет около $8 на баррель, в Европе норма — $3-4, говорит директор по аналитике московского нефтегазового центра компании EY Денис Борисов. При цене нефти марки Urals в $785 за тонну мазут продается за $600, отмечает Борисов, но из-за низкой пошлины и при дорогой нефти компаниям по-прежнему выгодно производить и экспортировать мазут. В США при переработке нефти получают примерно 5% мазута, в Европе — 15%, приводит он пример, в России — 27-28%, а на некоторых заводах — свыше 40%. Ставку пошлины на экспорт нефти в среднесрочной перспективе можно снизить до 45%, а нефтепродуктов — поднять до 90% от нефтяной, отмечали эксперты EY.

Снижение рентабельности НПЗ придется компенсировать ростом цен на бензин, уверен сотрудник нефтяной компании. Рост цен на топливо может ускориться — примерно на 3 руб. за литр в течение трех лет, предупреждает представитель Минэнерго. Шаталов тоже допускает подорожание литра топлива «примерно на 60-70 коп.», но лишь при сохранении текущих цен на нефть. Если же цены на нефть будут меняться в соответствии с прогнозом Минэкономразвития (см. врез), то бензин не подорожает, отмечает он. Литр бензина может подорожать к 2016 г. примерно на 80 коп.

При снижении пошлины нужно не автоматически повышать на столько же НДПИ, а внедрять налогообложение финансового результата, призывает Кондрашов. Компенсировать выпадающие доходы бюджета можно за счет увеличения НДПИ для газа, предлагает научный руководитель Экономической экспертной группы Евсей Гурвич: в нефтяной отрасли изымается до 90% природной ренты, у газовиков — лишь 35%.


Читайте далее: http://www.vedomosti.ru/finance/news/16375151/neftyanoj-manevr-v-byudzhete
http://www.vedomosti.ru/politics/news/16531301/byudzhet-vazhnee

19.09.2013
В «Основных направлениях налоговой политики на 2014-2016 годы», «в рамках реализации долгосрочной стратегии налоговой реформы в нефтяном секторе возможно начало процесса по постепенному снижению ставки вывозной таможенной пошлины на нефть с одновременной компенсацией выпадающих доходов за счет увеличения ставки НДПИ на нефть».
Поэтапное снижение экспортных пошлин на нефть и светлые нефтепродукты отнимет у бюджета РФ в 2014-2016 годах 444,2 млрд рублей, одновременное повышение НДПИ на нефть принесет 618 млрд рублей дополнительных доходов.

Правительство считает озвученный налоговый маневр вполне справедливым. «Вы понимаете, что больше всех выигрывают нефтяники от того, что мы не индексируем железнодорожные перевозки. Мы считаем, что несправедливо, что такой сектор, как нефтяной, от этой меры выиграет больше всего. Мы бы хотели перераспределить их доходы для других целей бюджетной системы», – передает агентство «Прайм» слова Игоря Шувалова.

Ожидания правительства вполне понятны – рост доходов. НДПИ берется со всей добытой нефти, экспортная пошлина – только с той, что идет на экспорт, объясняет независимый аналитик Дмитрий Адамидов. И основных последствий принятого решения для нефтяной отрасли два. Первое – налоговая нагрузка несколько возрастет, и нефтяники непременно постараются переложить ее на потребителя, подняв цены на нефтепродукты. Второе – начнется дополнительная «движуха» вокруг ставок НДПИ. Дело в том, что с середины 2000-х годов введена практика установления дифференцированных ставок НДПИ. Теоретически понижающие коэффициенты устанавливаются в зависимости от качества нефти на том или ином месторождении и трудностей его разработки. Практически же это в большинстве случаев выливается в чистой воды лоббизм. Поэтому дополнительные средства, уплаченные государству (в лице ФНС) за счет роста НДПИ нефтяники постараются «отыграть» получением льгот и преференций по линии Минэнерго.

В данном случае фискальные цели правительства противоречат целям развития страны: поощряется экспорт сырой нефти и простых нефтепродуктов, вместо того чтобы стимулировать инвестиции в более глубокую переработку и геологоразведку. Это решение текущих проблем за счет будущих доходов.
http://expert.ru/2013/09/19/dobyivaesh-platii/

20.09.2013
О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и статью 3-1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе

25.09.2013
Согласно поправкам, в 2014 году базовая ставка НДПИ на нефть повышается на 4,9% — до 493 рублей с 470 рублей за тонну. В 2015 году ставка налога будет увеличена еще на 7,5% — до 530 рублей. В 2016 году ставка окажется на уровне 559 рублей за тонну, то есть вырастет на 5,5%. Поэтапно снижается предельная ставка экспортной пошлины на нефть — с 60% до 59% от стоимости в 2014 году, до 57% — в 2015 году и до 55% — в 2016 году. Данные положения закона вступают в силу с 1 января 2014 года.
Поправки являются частью налогового маневра, за счет которого правительство РФ намеревается дополнительно пополнить бюджет примерно на 170 миллиардов рублей суммарно за трехлетку. Помимо снижения экспортной пошлины на нефть и повышения НДПИ, запланировано и постепенное уменьшение пошлины на светлые нефтепродукты.

Новая формула НДПИ на газ учитывает многокомпонентный состав газа, макроэкономические показатели, ценовую конъюнктуру на целевых рынках сбыта, а также показатели экономической эффективности проектов по добыче газа горючего природного.
Согласно закону, базовая ставка НДПИ составляет 35 рублей за 1 тысячу кубических метров горючего природного газа и 42 рубля за 1 тонну газового конденсата. При этом налоговая ставка умножается на базовое значение единицы условного топлива и на коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа или газового конденсата.
Согласно действующему законодательству, ставка НДПИ на газовый конденсат составляет 590 рублей за тонну на период с 1 января по 31 декабря 2013 года, 647 рублей — с 1 января по 31 декабря 2014 года, 679 рублей — с 1 января 2015 года за 1 тонну добытого газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья. Ставка НДПИ на газ составляет 582 рубля за тысячу кубометров с 1 января по 31 декабря 2013 года, 622 рубля — с 1 января 2014 года.

Документ содержит поправки в НК РФ, согласно которым с 1 июля 2014 года будут предоставляться льготы по НДПИ на газ при добыче в Красноярском крае и в туронских залежах. Льгота по НДПИ для Красноярского края вводится до 31 декабря 2033 года, льгота по туронским залежам вводится на 180 налоговых периодов (15 лет).

Документ содержит поправки в НК РФ, согласно которым с 1 июля 2014 года будут предоставляться льготы по НДПИ на газ при добыче в Красноярском крае и в туронских залежах. Льгота по НДПИ для Красноярского края вводится до 31 декабря 2033 года, льгота по туронским залежам вводится на 180 налоговых периодов (15 лет).

Поправки предусматривают, что ОАО «Газпром нефть» будет платить налоги как независимый производитель природного газа, что может снизить фискальное бремя для компании. «Газпром нефть» будет платить налоги как независимая компания, несмотря на то, что независимой не является формально, при добыче газа, например, пояснял ранее замминистра финансов Сергей Шаталов.
http://ria.ru/economy/20130925/965745707.html

27.09.2013
Рост цен на бензин в России может составить порядка 10-15% в 2014г. в результате налогового маневра, заявил президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов в интервью телеканалу «Россия-24». По его словам, рост будет обусловлен снижением экспортной пошлины и увеличением налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

«В подобных условиях нефтяникам необходимо компенсировать инвестиционную составляющую, что, безусловно, скажется на конечном потребителе», — объяснил В.Алекперов.

В свою очередь министр энергетики РФ Александр Новак в рамках инвестиционного форума в Сочи заявил, что рост цен на топливо в результате «налогового маневра» в нефтяной отрасли в 2014г. составит 5-6%. Он усомнился в том, что рост может быть больше, и отметил, что Минфин, который прогнозирует более существенное увеличение цен, учитывал в своих расчетах еще и рост акцизов в 2014г., а не только результаты налогового маневра.

Накануне заместитель руководителя Федеральной антимонопольной службы (ФАС) РФ Анатолий Голомолзин отметил, что рост цен на бензин в РФ в 2014г. ожидается на уровне инфляции.

Отвечая на вопрос о том, как «налоговый маневр» в нефтяной отрасли может повлиять на цены на топливо, А.Голомолзин отметил, что «прогнозировать возможное изменение цен на рынке в связи с принятыми решениями сложно, потому что это не единственный фактор, который влияет на динамику цен».

«К примеру, когда повышались акцизы в последние два года, так совпадало, что повышение акцизов приходилось на период, благоприятный для потребителей экономической ситуации. В этом смысле повышение акцизов не приводило к скачкообразному изменению цен. Только впоследствии, исходя из общих условий обращения нефтепродуктов на внутреннем рынке, цены следовали этой тенденции», — напомнил замглавы ФАС.

Он отметил, что в настоящее время нет серьезных оснований для того, чтобы прогнозировать резкие изменения цен на топливо. А.Голомолзин подчеркнул, что «общая тенденция, которая складывается в многолетнем разрезе» — изменение цен, близкое к темпам инфляции.

«Цены меняются, когда-то опережая, когда-то отставая от темпов инфляции, но в целом все-таки следуя рыночному тренду. Я полагаю, что такая ситуация и должна прогнозироваться в будущий период», — сказал замглавы ведомства.

25 сентября 2013г. Совет Федерации одобрил «налоговый маневр» для нефтяной отрасли, предусматривающий поэтапное повышение ставок налога на добычу полезных ископаемых на нефть и снижение экспортной пошлины.
http://top.rbc.ru/economics/27/09/2013/879308.shtml

В результате «налогового маневра», предусматривающего рост ставок налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на нефть и снижение экспортной пошлины, 64 проекта ОАО «Газпром нефть» с общим объемом добычи 1,5-2 млн т могут стать нерентабельными. Об этом сообщил журналистам генеральный директор ОАО «Газпром нефть» Александр Дюков.

Глава компании отметил, что в результате маневра негативными окажутся и последствия для экономики в целом.
«Помимо того, что все компании получат допнагрузку, что, скорее всего, скажется на ухудшении финансовых показателей, первоначальная задача по наполнению бюджета может привести к тому, что части доходов, на которые рассчитывает Минфин РФ, недосчитаются, поскольку ряд проектов станет убыточным», — считает глава «Газпром нефти».

При этом А.Дюков отметил, что изменение налогообложения возможно «без ухудшения условий хозяйствования для нефтяных компаний» и он надеется на дальнейшее обсуждение принятых поправок.

Глава «Газпром нефти» подчеркнул, что при реализации мер «налогового маневра» следует обратить внимание на стимулирование производства бензина для внутреннего рынка.

«Необходимо стимулировать выпуск бензина. Для этого система налогообложения экспортной пошлины должна быть такой, чтобы нефтяникам было интересно строить мощности для увеличения выпуска бензина, а не дизтоплива», — считает глава «Газпром нефти». Сейчас, по его словам, складывается благоприятная ситуация для стимулирования выпуска дизтоплива, которое в РФ производится сверх необходимых потребностей внутреннего рынка.

Принятые поправки, вступающие в силу с 1 января 2014г., вносят изменения в Налоговый кодекс в части ставок НДПИ для нефти. Поправками устанавливается, что в 2014г. ставка составит 493 руб., в 2015г. — 530 руб., в 2016г. — 559 руб. за тонну нефти.

Принятые одновременно изменения в закон «О таможенном тарифе» предполагают снижение ставок экспортных пошлин на нефть в 2014г. с нынешних 60% до 59% (от разницы между сложившейся за месяц средней ценой нефти Urals и уровнем 182,5 долл./т), в 2015г. — до 57% и на 2016г. — до 55%.

Кроме того, согласно проекту бюджета на 2014-2016гг., планируется снижение ставки экспортных пошлин на светлые нефтепродукты (кроме бензина и нафты) с 66% ставки пошлины на нефть в 2013г. до 65% в 2014г., 63% — в 2015г., 61% — в 2016г.
http://www.oilru.com/news/382341/

http://www.biztass.ru/mainnews/id/1469
http://investcafe.ru/news/36539

«Повышение НДПИ, разумеется, негативно для всех компаний. В первую очередь для тех, у кого будет происходить рост объемов добычи в регионах не попадающих под льготное налогообложение. Можно предположить, что это будут прежде всего ЛУКОЙЛ и «Сургутнефтегаз». У «Газпром нефти» значительное число месторождений расположено в тех регионах, где действуют льготы. Месторождения «Роснефти в Восточной Сибири тоже по льготной системе налогообложения будут проходить. Рост налога на добычу в меньшей степени должен повлиять на «Башнефть», поскольку основные месторождения компании выработаны и на них действует понижающая ставка НДПИ.
Налоговый маневр будет особенно негативен для компаний, у которых возможности по добыче не дотягивают до того, чтобы обеспечить сырьем собственные перерабатывающие мощности. Такие компании вынуждены покрывать недостаток внутренними закупками, а цены на нефть на внутреннем рынке неизбежно вырастут после снижения экспортных пошлин
В первую очередь, здесь приходят на ум «Башнефть -0,13% и «Альянс», у которых объемы переработки выше, чем добыча нефти, и они покупают объемы нефти со стороны для процессинга.
Снижение пошлин на нефть и светлые нефтепродукты будет выгодно нефтекомпаниям, у которых большая доля переработки и производства светлых нефтепродуктов, например, «Газпром нефти. У них большой объем выпуска нефтепродуктов и, соответственно, запасы рентабельности за счет того, что должен произойти рост цен на нефтепродукты на внутреннем рынке.
Если компаниям не дадут в достаточной мере отыграть увеличение (внутрироссийской — ред.) цены на нефть повышением цен на нефтепродукты в России — всем известно, что государство достаточно щепетильно относится к вопросу повышения цен на бензин, в частности, — то, в принципе, компании, безусловно, будут страдать от такого нововведения.
В целом налоговая нагрузка на компании не вырастет, но достаточно серьезно пострадает маржа нефтепереработчиков.
Если крупные нефтекомпании это могут как-то компенсировать за счет перераспределения потоков, а именно — больше продавать нефтепродуктов на экспорт, чем внутри страны, то такие компании, которые сильно зависят от внутренних цен и внутренних закупок, безусловно, окажутся в проигрышном положении.
С другой стороны, это будет происходить на фоне заморозки тарифов на транспортировку железнодорожным транспортом. Поскольку расходы на транспортировку составляют достаточно существенную часть в структуре стоимости бензина и дизтоплива, то эта мера снизит давление на цену топлива.
Правительство, стремясь увеличить поступления в бюджет от нефтяной отрасли, своими действиями создает предпосылки для роста цен на топливо на внутреннем рынке, который потом ему придется сдерживать, считают эксперты.
http://www.1prime.ru/oil/20130919/766621288.html

В настоящее расчет экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты из России осуществляется по системе «60/66/90». Ставка экспортных пошлин на светлые и темные нефтепродукты унифицируется и рассчитывается с коэффициентом 0,66 (66%) ставки пошлины на нефть. Одновременно экспортная пошлина на нефть была снижена путем сокращения процента от разницы между ценой мониторинга нефти и ценой отсечения с 65% до действующих сейчас 60%. При этом коэффициент расчета ставки заградительной пошлины на бензины составляет 0,90 (90%).

«Налоговый маневр»: трансформация текущего режима «60-66» в «55-61» для российской нефтяной отрасли
http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/EY-Oil-and-Gas-Tax-Alert-October-2013-Rus/$FILE/EY-Oil-and-Gas-Tax-Alert-October-2013-Rus.pdf

expert.ru: Цены на энергоносители и электроэнергию

http://danko2050.livejournal.com/24293.html
http://expert.ru/expert/2013/16/ne-gonite-narod-na-barrikadyi/

— — — —


Сравнение социального налога в России, Франции и Германии

Итого имеем, что фактически россиянин платит 30% социалки, как и заявлено, немец 50%, а француз 56%. С остатка все трое платят подоходный.

— — — —
«Эксперт» сравнивает цены на отдельные компоненты производства и не сравнивает другие факторы, включая налоги. Сравнение экономик очень большая тема.

Группа «Энергострим»

25 фев 2013
Группа «Энергострим» возникла в результате распродажи имущества РАО «ЕЭС России». Во время аукционов российский бизнес и СМИ интересовали в первую очередь генерирующие компании, следом шли сервисные и обслуживающие энергетиков предприятия и, наконец, энергосбыты. Последние уходили с молотка без шума. Но, видимо, уже тогда начальник департамента экономического анализа и финансового контроля «Бизнес-единицы № 2» РАО ЕЭС Юрий Желябовский осознал перспективность этого бизнеса. Вместе со своими однокашниками из МГИМО Желябовский основал компанию «Энергострим». Контролировали ее партнеры Желябовского — владельцы IT-компании «Оптима» семья Шандаловых. Желябовский стал миноритарием и по совместительству управляющим.

На аукционах в 2007–2008 годах компания «Энергострим» скупила несколько энергосбытов в Центральной России. Но это было только начало. Скупленные «сбыты» тут же направляли деньги своим бенефициарам, а не энергетикам и сетям, как того требовало законодательство. На часть выведенных средств покупались новые сбытовые компании. В результате к 2011 году каждый десятый киловатт электроэнергии, проданный в России, проходил через группу компаний «Энергострим», которая контролировала сбыт электроэнергии в 16 регионах страны.

Однако деньги уходили не только на экспансию. Часть осела в офшорах. Тем более что некоторое время маржа в сбытовом бизнесе, по сути, никем не контролировалась, и сбытовые компании получали сверхприбыли. После принятия в 2011 году постановления «О совершенствовании отношений между поставщиками и потребителями электроэнергии» маржа энергосбытовиков была ограничена государством, и дефицит денег стал заметен. Возможно, откачка денег энергетиков в «сбытах» продолжалась бы до сих пор, если бы не проверки ЖКХ, проведенные Росфинмониторингом в 2010–2011 годах. После проверок, в декабре 2011 года, последовало заявление президента Владимира Путина, сделанное им на Саяно-Шушенской ГЭС: «Всего по сделкам о приобретении энергетических активов в адрес зарубежных офшоров по внешне легальным основаниям переведено свыше 25 миллиардов рублей. Организаторами схемы выступает ряд компаний, зарегистрированных на подставных лиц и принадлежащих лицу, одновременно входящему в состав руководства крупной генерирующей компании. Речь идет о компании “Энергострим”». Озвученная президентом сумма задолженности сбытовых компаний группы «Энергострим», возможно, занижена. В частности, 20–25 млрд рублей эти компании должны на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭМ), то есть генераторам. Кроме того, сбытовые компании «Энергострим» должны сетям и банкам. По мнению ряда экспертов, консолидированный долг группы может достигать 47 млрд рублей. Эти деньги вряд ли вернутся в отрасль, так как «Энергострим» на момент написания статьи находилась в процедуре банкротства.
http://expert.ru/expert/2013/08/kak-zatopili-energostrim/

Подборка новостей

18.06.2012
Разнос, который Владимир Путин устроил энергетикам, имел неожиданные последствия: владельцы крупнейшего в России частного сбытового холдинга «Энергострим» обнаружили, что утратили контроль над своим бизнесом

Доктор для «Энергострима»
Энергострим«, контролирующий около 10% российского рынка электричества, удостоился внимания Путина, когда в декабре прошлого года тогдашний премьер устраивал разнос «оборзевшим» энергетикам. «В Центральном федеральном округе на протяжении ряда лет действует схема по аккумулированию и выводу средств энергетики в офшорные зоны», — сообщил Путин. Всего, по его данным, на приобретение энергетических активов «в адрес зарубежных офшоров по внешне легальным основаниям переведено свыше 25 млрд руб.». «Речь идет о компании “Энергострим”, генеральный директор — г-н ЖелябовскийЮ.А. который одновременно является фактическим совладельцем энергосбытовых компаний. В настоящее время правоохранительными органами по ряду фактов возбуждены и расследуются уголовные дела», — сказал он.

Дела возникли не на пустом месте — к «Энергостриму» были претензии. А на сегодня, по информации источника, близкого к «Совету рынка», «Энергострим» задолжал производителям энергии около 8 млрд руб. (это четверть долгов на всем оптовом рынке электроэнергии), а сетевым компаниям — 13 млрд руб., 9 млрд руб. из которых просрочено. Директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин предупреждает, что в этой ситуации есть большой риск банкротства гарантирующих поставщиков электроэнергии, которые входят в группу «Энергострим».

«Деньги собирают, а потом начинают их гонять, и до поставщиков деньги из расчета не доходят» — так Путин описал деятельность одной из компаний «Энергострима» — «Тверьоблэнергосбыта». Эта фраза лежит в основе большинства уголовных дел, связанных с компаниями «Энергострима», в Смоленской, Брянской, Орловской, Тверской, Белгородской и других областях.

В Туле, например, прокуратура области изучает подозрительные денежные операции «Тулаэнергосбыта». В 2009-2011 гг. сбыт выдал офшорным компаниям семь займов на 2,8 млрд руб. и купил у них ценные бумаги еще на 4,9 млрд руб. Сама тульская компания получила 64 займа от «Энергострима» и нескольких связанных с ним компаний на 5,85 млрд руб. Тульские следователи сочли, что «выдача займов на систематической основе» подпадает под статью о незаконной банковской деятельности, и в сентябре 2011 г. возбудили уголовное дело.

В апреле 2012 г. уголовное дело возбудили в отношении неустановленных должностных лиц «Омскэнергосбыта». Компания также выдавала займы, одновременно получая в банках кредиты (а проценты по кредитам включаются в тариф, в итоге незаконный доход компании мог составить 15,9 млн руб.).

Заодно выяснилось, что «с августа 2010 г. по ноябрь 2011 г. неустановленными лицами ОАО “Омскэнергосбыт” путем заключения фиктивного договора с подставной фирмой были похищены денежные средства данной организации более 296 млн руб.».

В офисе самого «Энергострима» в Москве на прошлой неделе прошли обыски, изъяли документы, рассказывает Юрий Ивлев, миноритарий пяти сбытов, входящих в «Энергострим».

Как «Энергострим» дошел до такой беспокойной жизни?

Скупка в долг
История «Энергострима» началась в 2008 г., когда три друга — выпускника МГИМО Юрий Желябовский, Андрей Шандалов и Валерий Елисеев решили заработать на реформе энергетики и создать свой энергосбытовой холдинг. Желябовский к тому времени имел восьмилетний опыт работы в РАО «ЕЭС России», где возглавлял один из департаментов. Семья Шандаловых с партнерами владеет группой «Оптима» — одним из крупнейших технологических холдингов, основным клиентом которого являются компании энергетической отрасли. В 2008 г. группа выиграла тендеры энергетических компаний более чем на 2 млрд руб. А отец Валерия Елисеева Владимир — один из совладельцев страховой компании «Якорь» и крупного строительного холдинга «Автобан».

Желябовский собрал команду из людей, с которыми работал в РАО, и возглавил «Энергострим». Шандаловы проинвестировали первые покупки сбытов, говорит гендиректор одной из компаний, входящих в группу «Энергострим».

Желябовский с его командой, Елисеев с партнерами и Шандаловы с партнерами получили равные доли в новом бизнесе.

В 2008 г. партнеры за 1,23 млрд руб. купили на аукционе РАО ЕЭС первые сбыты в Ивановской, Пензенской, Орловской и Брянской областях. Следующие покупки происходили уже на средства приобретенных сбытов, утверждает Ивлев. Косвенные подтверждения этому можно найти в материалах компаний. Например, «Ивэнергосбыт» сразу же стал выдавать большие займы: 312 млн руб. — «Энергостриму», 190 млн руб. — Восточно-Европейскому центру правовых исследований (по СПАРК, принадлежал Шандаловым). Всего таких займов «Ивэнергосбыт» выдал на 700 млн руб.

В 2009 г. состоялась новая крупная покупка — сбытовые компании в Белгородской, Смоленской, Курской и Тверской областях. Среди покупателей оказались четыре предыдущих сбыта, а также компании, которым были выданы займы.

В 2010 г. партнеры купили у структур Михаила Абызова еще четыре сбыта в Сибири, а к 2012 г. холдинг контролировал уже 18 компаний, занимающих лидирующие позиции на рынках 16 регионов (см. карту). После каждой покупки история повторялась: сбытовая компания резко увеличивала выдачу займов и покупала акции других сбытов холдинга.

Источник, близкий к Шандаловым, говорит, что в 2008-2011 гг. на консолидацию активов было потрачено 26,5 млрд руб. — сумма, сопоставимая с долгами «Энергострима», названными выше.

В 2010 г. Елисеев вышел из проекта, его доля перешла Шандаловым. Ивлев говорит, что Елисеева не устроила политика развития и управления холдингом, но собеседник «Ведомостей», близкий к Шандаловым, про причину выхода Елисеева говорить не хочет. Можно даже предположить почему.

Расходы вместо прибыли
У компаний, которые покупал «Энергострим», резко падала прибыльность, в несколько раз вырастала кредиторская и дебиторская задолженность, отмечали в своих отчетах аналитики. Причина заключалась в том, что Желябовский выстроил систему выкачивания средств из энергосбытовых компаний, считает Сергей Смородин, называющий себя гендиректором «Энергострима» (как он им стал, см. ниже).

Экспресс-аудит, проведенный новым руководством, выявил многочисленные факты вывода денежных средств по различным консалтинговым договорам на условиях, не соответствующих рыночным, без соблюдения закупочных конкурсных процедур.

Вот что рассказал «Ведомостям» Юрий Симонов, возглавивший в январе этого года одну из компаний «Энергострима» — «Абрис». «Абрис» был создан в 2009 г.; по данным СПАРК, его учредил и возглавил Борис Стависский, бывший топ-менеджер одной из компаний «Оптимы» (его и сменил Симонов). В уставный капитал «Абриса» была передана недвижимость ивановской, орловской, курской, белгородской, брянской и смоленской сбытовых компаний, которую оценили в 100 млн руб. После чего сбыты взяли у «Абриса» недвижимость в аренду и эта недвижимость стала обходиться им в 10 раз дороже, рассказывает Симонов.

Но платежи сбытов не принесли «Абрису» прибыли. По СПАРК, в 2010 г. его выручка составила 116 млн руб., а убытки — 75,5 млн руб. Причина — в непомерных управленческих расходах: они достигли 83 млн руб., или более 70% выручки. Это не помешало «Абрису», как и всем остальным компаниям группы, активно брать и выдавать займы, в 2010 г. у него было 425 млн руб. долгов.

Еще один бывший сотрудник «Оптимы» — Сергей Павлюк (в «Оптиму» его привел бывший одноклассник и друг Желябовский, уточняет источник, близкий к Шандалову) стал учредителем и гендиректором «Энергострим сервиса». Эта компания занялась IT-обслуживанием сбытовых компаний, после чего их расходы на IT выросли в 4-5 раз; в целом по группе «Энергострим сервису» только в марте — мае 2012 г. могло быть заплачено около 300 млн руб., считает Симонов.

Источник в «Энергостриме» подтверждает, что IT действительно было централизовано, но расходы из-за этого не увеличились.

Сам «Энергострим» в 2009 г. заключил с ивановской, орловской, пензенской и брянской сбытовыми компаниями договор об управлении. «Ивэнергосбыт» платил «Энергостриму» за управление собой 25% от балансовой стоимости активов, говорится в отчетности сбыта. В 2011 г. — 207,6 млн руб., за I квартал 2012 г. — еще 85 млн руб. (потом совет директоров отказался от услуг «Энергострима»). Орловский сбыт выплатил за услуги по управлению в 2011 г. 164 млн руб. Остальные компании эти данные не раскрывали, но, применив экстраполяцию, можно предположить, что за два года «Энергострим» получил за управление не менее 1 млрд руб. При этом чистая прибыль энергостримовских сбытов редко превышала 10 млн руб.

Сбытовые компании могли оплачивать и неординарные услуги. Топ-менеджер «Энергострима» говорит, что в 2009-2010 гг. 11 сбытов заплатили компаниям «Финанстрейдинг» и «Легарт» «за услуги по снижению расходов при работе с оптовым рынком электроэнергии» 2,25 млрд руб. Из них 480 млн руб. было принято в расходах, т. е. заложено в тарифы для потребителей.

Директор департамента по связям с общественностью «Энергострима» Анастасия Изотова это не комментирует. А источник в «Энергостриме» утверждает, что займы выдавались исключительно компаниям, подконтрольным Шандаловым, за три года было выдано более 7 млрд руб., срок их возврата истекает в ближайшее время. А кому были выданы остальные 18 млрд руб., источник ответить не смог. Представители Шандалова это не комментируют.

Скачущие акции
Похожие чудеса происходили в «Энергостриме» и с акциями.

Ивлев рассказывает, что, когда группа покупала «Бурятэнергосбыт» (Ивлев — бывший член совета директоров этой компании), «Брянскэнергосбыт» выступил поручителем и гарантировал оплату по цене 2,68 руб. за акцию. А через несколько месяцев около 7% уставного капитала бурятской компании появилось на балансе «Брянскэнергосбыта» уже по 12,48 руб. за акцию. Продавцом акций выступил офшор, который мог неплохо заработать на пятикратной разнице в цене. А «Брянскэнергосбыт» позже переоценил купленный пакет по его реальной стоимости, после чего у компании возник убыток.

Эту историю можно проследить по отчетности «Брянскэнергосбыта». Компания сообщила, что в 2010 г. купила акции «Бурятэнергосбыта» на 256 млн руб., а к концу года была проведена уценка пакета до 47 млн руб. — в 5 с лишним раз.

Это, кстати, для «Брянскэнергосбыта» не предел. Акции омского сбыта, приобретенные за 41 млн руб., после корректировки подешевели к концу 2010 г. до 3 млн руб. — в 13 раз, читинского — с 474 млн до 33 млн руб., в 14 раз, томского — с 379 млн до 22 млн руб., в 17 раз.

Конечно, такие скачки не могут не отражаться на показателях компании. Ивлев говорит, что, например, по итогам I квартала 2011 г. «Бурятэнергосбыт» показал чистую прибыль в 248 млн руб., а по полугодию — убыток в 316 млн руб. При этом краткосрочные финансовые вложения компании достигли 850 млн руб. Ивлев считает, что это и есть прибыль, которая за вычетом убытка могла бы составить около 500 млн руб.

Пробудившийся акционер
Путин публично назвал фамилию Желябовского 19 декабря, а 27 декабря «Энергострим» объявил, что Желябовский написал заявление об уходе. Исполняющей обязанности гендиректора стала Татьяна Муромцева. По словам партнеров Желябовского, тогда же он перестал отвечать на телефонные звонки.

«Мы полностью доверили Желябовскому управление холдингом, — рассказывает Павел Киселев, один из акционеров энергосбытового холдинга. — Даже когда появилась информация об уголовных делах, поверили его объяснению, что это происки конкурентов. А после жесткого выступления Путина акционеры попытались сами понять, что происходит с приобретенными ими активами, и столкнулись с ситуацией, что информацию получить невозможно: советы директоров во всех компаниях состоят из людей Желябовского. Сейчас мы вынуждены изучать открытую отчетность».

Например, Желябовскому, возможно, удалось получить контроль в белгородской сбытовой компании: в мае компания сообщила, что у нее два новых владельца — офшоры Ripparo (24,95%) и Ercolano (24,82%); еще 24,94% давно принадлежит Kiper Management. Генеральный директор одной из компаний, входящих в группу «Энергострим», утверждает, что эти офшоры контролируется Желябовским или его людьми.

А в Новосибирске, напротив, акционерам холдинга удалось сэкономить для энергосбытовой компании 455 млн руб. Совет директоров «Новосибирскэнергосбыта» хотел потратить 255 млн руб. на покупку доли в «Тверьоблэлектро», а 200 млн руб. — передать в доверительное управление ИФК «Экономика». Но гендиректор выступил против, был уволен, сейчас идет суд, который заблокировал сделку.

6 июня Желябовский был уволен с поста гендиректора «Энергострима», на его место назначен Смородин — об этом «Ведомостям» рассказал сам Смородин. Он говорит, что сейчас проводится комплексная аудиторская проверка деятельности группы, чтобы определить размер ущерба, нанесенного Желябовским и его командой, после чего акционеры обратятся в правоохранительные органы. Советы директоров и гендиректора сбытов, утратившие доверие, будут заменены, обещает Смородин. Основная задача, заявляет он, — сохранение бизнеса и стабилизация ситуации в холдинге: «Акционеры и новое руководство не могут допустить, чтобы деятельность непорядочных и недобросовестных менеджеров отразилась на потребителях».

Возможно, так и будет. Но в ЕГРЮЛ еще в пятницу, 15 июня, гендиректором «Энергострима» значился не кто иной, как Желябовский. Партнер юридической фирмы «Герберт Смит» Дмитрий Курочкин говорит, что, пока в реестр не будут внесены изменения, гендиректором считается Желябовский.

Связаться с Желябовским не удалось, а Смородина представители самого «Энергострима» не признают. Изотова заявила «Ведомостям», что «никаких назначений нового гендиректора в компании не было, собраний участников ООО не проводилось, а исполняющая обязанности гендиректора “Энергострима” по-прежнему Татьяна Муромцева». По словам Изотовой, в последние два месяца «Энергострим» подвергается рейдерской атаке: «Офшоры требуют проведения внеочередных собраний акционеров, поступают угрозы в адрес гендиректоров сбытовых компаний». Факт обысков и аудиторских проверок в офисе «Энергострима» и сбытовых компаниях холдинга Изотова отрицает. По словам источника в этой компании, Шандаловы действительно являются бенефициарами некоторых офшоров, доля которых в сбытовых компаниях составляет до 25%. Остальные акционеры — Желябовский и ряд людей, интересы которых он представляет. Представители Шандалова это не комментируют.

Как стало известно «Ведомостям», в конфликте между совладельцами энергосбытового холдинга в мае появился и третий участник — Quorum debt management group По словам одного из бенефициаров этой компании Артема Зуева, Quorum в середине мая стал совладельцем холдинга, выкупив часть доли у акционеров, близких к Шандаловым. Quorum специализируется на управлении проблемными активами и бизнесом, среди его клиентов — «Транснефть», Сбербанк, «Ростехнологии» и «БТА банк».

Форум: Пресловутое ООО «Энергострим»

http://energyfuture.ru/piraty-xxi-veka-energostrim

История тянется как минимум с декабря 2011 г.

expert.ru: Природные ресурсы Германии

CEPetroleum — это сокращение от Central European Petroleum. Небольшая канадская компания поставила перед собой амбициозную задачу развернуть в Германии масштабную добычу нефти. Берлинский офис на Александерплац — форпост CEPetroleum на немецкой территории. Даже берлинская телевизионная башня выглядит из окна компании скорее как нефтяная вышка.

Разрабатывая архивы

«Уже сегодня Германия добывает 15 процентов своего потребления газа, а также 2,5–3 процента потребления нефти. Что касается газа, то 15 процентов вроде бы немного, но это половина объема газа, импортируемого из России», — старший советник CEPetroleum Яап Бауман, худощавый суховатый мужчина с короткой седой бородкой и в очках, больше похожий на аптекаря или ветеринара, раскладывает на столе бумаги со статистикой. Г-н Бауман говорит на прекрасном немецком, хотя родился он в Голландии и долго работал в Канаде и на Ближнем Востоке. Однако настоящей его страстью стал «восточный блок» и ГДР. После того как Бауман несколько лет проработал на строительстве нефтепроводов из Советского Союза, он заболел нефтедобычей в Восточной Европе. «Я лучший осси среди иностранцев», — усмехаясь говорит он.

Добыча нефти и газа в Германии действительно имеет долгую историю. Первые документы о нефтедобыче — еще самыми примитивными способами — относятся к XV веку. Тогда монахи монастыря у озера Тегернзее в Верхней Баварии продавали сочащуюся из-под земли нефть-сырец как лекарство. Промышленная добыча началась в Германии в XIX веке, а в 1960-е был достигнут ее пик — 56 млн баррелей нефти в год.

До сих пор в Германии ведется добыча на 50 нефтяных и 80 газоносных полях, в первую очередь в федеральной земле Нижняя Саксония (газ и нефть) и Шлезвиг-Гольштейн (нефть). Нефть добывается даже в курортных зонах. Например, на дорогом балтийском курортном острове Узедом до сих пор ведется добыча, заложенная еще в 1960-е годы в ГДР. Нефтяные качалки тут тихо работают за лесопосадкой, отделяющей добычу ресурсов от курортной зоны.

По данным федеральной службы горного дела, на 1 января 2012 года разведанные запасы нефти в Германии составляли 22,8 млн тонн, а предполагаемые запасы — еще 12,5 млн тонн. Что касается газа, то его разведанные запасы составляют 79,5 млрд кубометров, предполагаемые — еще 53,1 млрд кубометров.

Большинство работающих сегодня в ФРГ станций нефтегазодобычи находятся на территории бывшей Западной Германии.

CEPetroleum же сделала ставку на бывший Восток. Яап Бауман подходит к висящей на стене карте балтийского побережья Германии, расчерченной линиями и пестрящей яркими пометами. «Вот эти черные точки — старые места добычи нефти, еще времен ГДР. Но они принадлежат не нам, а GdF, поскольку GdF — правопреемница компании, работавшей там», — говорит г-н Бауман. Рассказывать о нефтедобыче в ГДР явно доставляет ему удовольствие.

«Многие годы бурильщики ГДР были мировыми лидерами в вопросах глубинного бурения. В 1960–1970-е годы в ГДР умели бурить нефтяные и газовые скважины на такую глубину, на которую не добирался никто. Даже сегодня шесть из десяти самых глубоких скважин мира находятся в Мекленбурге — Передней Померании, они все по 7–8 тысяч метров. Что очень важно, во времена ГДР было пробурено много исследовательских скважин, и все геологические данные были тщательно собраны и помещены в архивы. А сегодня мы, CEPetroleum, как следопыты, ищем и исследуем эту информацию. Мы ищем в университетах, научных центрах, в городских архивах. Вдобавок мы очень активно опрашиваем старых бурильщиков, которые присутствовали при заложении этих исследовательских скважин. Согласно немецкому праву, тот, у кого есть информация, не обязан ею делиться. У GdF была вся информация, но они не делились ею. Для GdF эта добыча была слишком маленькой по сравнению с африканскими проектами, а другие компании просто ничего не знали об этих изысканиях. Возможно, GdF решила эксплуатировать уже работающие скважины, пока они действуют, но не развивать производство дальше, я не знаю. Но мы точно первая компания, которая ищет нефть в Восточной Германии после объединения страны».

У властей двух регионов Восточной Германии (Бранденбурга и Мекленбурга — Передней Померании) CEPetroleum получила эксклюзивные права на геологоразведку на побережье Балтийского моря. В разведку уже инвестировано около 70 млн евро, в ближайшие года два ожидаются вложения еще 70–100 млн евро. По оценкам CEPetroleum, при благоприятном развитии ситуации и своевременном получении всех необходимых разрешений полноценную добычу нефти, лежащей на глубине от 2 до 3 тыс. метров, компания может начать уже в 2016 году.

«Мы исходим из того, что в наших районах исследования находятся миллиарды баррелей нефти. Разумеется, вы никогда не можете вынуть всю нефть из породы — обычно добывается от 5 до 40 процентов, но все равно речь идет об огромных объемах по европейским меркам, — говорит Яап Бауман, и его глаза загораются. — Здесь везде можно бурить с помощью электродвигателей, потому что на каждом лугу есть доступ к электросети высокого напряжения. Это крайне важно для экологичности производства. Смотрите дальше: нефть не должна транспортироваться на тысячи километров. Вы просто грузите нефть на железную дорогу — и через полсотни километров она уже на нефтеперерабатывающем заводе в городе Шведт, одном из крупнейших НПЗ мира. Так что у нас под боком и огромный рынок сбыта, и совершенно готовая инфраструктура».

Томас Шретер, перебиравший до этого статистические отчеты, вступает в разговор: «Видите, в 1960–1970-е годы было собрано огромное количество геологических, сейсмических данных. Все эти данные были положены в сейф, и много лет ими никто не пользовался. На шельфе Балтийского моря исследования были проведены в 1980-е, совсем незадолго до того, как ГДР исчезла. Проводила их компания “Петробалтик”, совместное предприятие ГДР, Польши и СССР. Поляки до сих пор разрабатывают нефтяные месторождения, которые были найдены таким образом. Но и эти данные неполные. Ведь вы никогда не можете найти всю нефть. Вы можете найти только то, что ищете. А ищете вы только то, о чем можете иметь представление. Но представления о том, где может находиться нефть, постоянно меняются. Например, поляки достигли максимальных успехов после применения технологий 3D-сейсмики — во времена ГДР эта технология просто отсутствовала. Посмотрите на Мексиканский залив. Этот регион вот уже семьдесят лет самым тщательным образом прочесывают в поисках нефти. И уже четыре-пять раз исследователи говорили: нет, ну теперь-то мы уже все нашли. И каждый раз происходит нечто, что меняет ситуацию. Например, когда появилась 3D-сейсмика, сразу вдруг нашли массу нефти. Ну теперь вроде все нашли. Но тут появилась технология прямых углеводородных индикаторов — и сразу случились новые находки. Исследователи полагали, что теперь-то уж точно все, но тут появились технологии компьютерного анализа геологических слоев под соляными слоями. И сразу же нашли еще больше нефти. А когда кончилась и она — началась добыча в глубоком море. И так далее. Так что речь идет исключительно о том, какими технологиями и концепциями вы вооружены. И поскольку мы только вторая компания, которая ищет в этом регионе нефть последние 250 миллионов лет, то у нас очень хорошие шансы».

Нефть под собором

Впрочем, далеко не всегда находке нефти в Германии предшествуют кропотливые поиски. Журналист научной редакции издания Spiegel Кристоф Зайдлер со смехом вспоминает историю обнаружения углеводородов под средневековым центром города Шпейер. «В этом городе на юго-западе Германии в 2006 году местные власти проводили бурение для установки станции по добыче геотермальной энергии. И никто не ожидал найти там нефть, об этом просто не думали. Но вдруг из скважины забила бурая жидкость! И вот сейчас две компании занимаются добычей нефти. Они, буквально как в вестерне, прочертили на карте прямую линию, и одна компания добывает нефть с одной стороны линии, а другая — с другой. При этом нефтяное поле находится прямо под городом, но с помощью современной техники можно проводить горизонтальное забуривание — и это не угрожает средневековому собору в центре города», — рассказывает г-н Зайдлер.

Германия действительно является важной ресурсодобывающей страной. Однако наиболее активно разрабатываемые здесь полезные ископаемые традиционны и даже скучны.

Самый важный ресурс Германии — стройматериалы: песок, гравий и строительный камень. Оборот отрасли добычи этих ресурсов составляет миллиарды евро. Затем идут залежи угля и калийных солей — по запасам последних Германия занимает четвертое место в мире после Канады, России и Белоруссии. Всего, по данным немецкой федеральной службы горного дела, в 2011 году на территории Германии было добыто ресурсов на 20,8 млрд евро, а импортировано на 137,5 млрд евро, из которых 89 млрд пришлось на импорт энергоносителей.

Между тем недра Германии располагают и куда более редкими и дорогими ресурсами, нежели простой песок и строительные камни. «В Рудных горах ведутся поиски лития, там должно быть вполне достаточно лития по мировым масштабам. В Лаузице на востоке страны есть медь и золото. Собственно, добыча золота и индия — побочный продукт добычи меди. Есть также залежи олова, а в этих залежах, в свою очередь, имеется индий, который можно добывать параллельно с оловом. Вообще, очень многие проекты добычи ресурсов продвигаются в Восточной Германии. Это связано с тем, что в ГДР был большой дефицит валюты, страна не могла закупать ресурсы на мировом рынке, поэтому восточные немцы очень тщательно изучали свою страну и Восточная Германия отлично исследована в плане геологии», — говорит Кристоф Зайдлер.

Самое интересное сырьевое месторождение Восточной Германии — это, конечно, медное месторождение в Лаузице, недалеко от границы с Польшей. Запасы меди на востоке страны были открыты еще в 1950-е годы в ГДР. Согласно тогдашним оценкам восточногерманских геологов, под городом Шпремберг спрятано до 1,5 млрд тонн медной руды. На протяжении пятидесяти лет месторождение оставалось нетронутым, однако на фоне растущих цен на медь добыча оказывается вполне выгодной. Начиная с 2002 года мировая цена на медь выросла более чем в четыре раза, сегодня она превышает 8 тыс. долларов за тонну, и, возможно, это еще не предел. «Разумеется, цены на мировом рынке ресурсов сильно влияют на привлекательность добычи в Германии. Особенно отчетливо это видно на примере цен на медь: хотя они достаточно волатильны, но в перспективе растут очень быстро», — полагает г-н Зайдлер.

Впрочем, помимо крупного месторождения меди Германия может похвастаться и совершенно экзотическими ресурсами, говорит исследователь: «На территории Восточной Германии есть еще одно интересное место — городок Делич недалеко от Лейпцига. Там найдено месторождение редкоземельных металлов. Оно было известно еще во времена ГДР, но не описано полностью. Геологи видят его узким стволом, наподобие шахты лифта, уходящей резко вниз, — и тут встает вопрос, расширяется эта шахта внизу или нет. Компания, владеющая правами на месторождение, надеется, конечно, что на определенном уровне месторождение расширяется и мы имеем не шахту лифта, а бутылку. С геологической точки зрения это, конечно, очень заманчиво, особенно если учесть, что сегодня 98 процентов мировой добычи редкоземельных металлов сосредоточено в Китае. Но один из моих любимых примеров — добыча золота на Рейне. Речь идет о компании Holcim, она производит стройматериалы, и на Рейне они добывают гравий. Они пропускают через свои механизмы огромное количество песка и гравия, производят сотни тысяч тонн песка и гравия в год. А побочным продуктом является добыча золота из воды. В год они добывают около 30 килограммов золота, и эта добыча им ничего не стоит. Они даже не применяют ядовитые химикаты, которые обычно задействуются при добыче золота. Они просто пропускают массы воды через искусственные щетки — и тяжелые частицы золота оседают в фильтрах. В результате они являются крупнейшим немецким производителем золота. Разумеется, это ничего не меняет в том факте, что подавляющий объем золота Германия импортирует, но главное, что при желании в Германии можно добывать в том числе и золото, главное знать, где и как копнуть».

Город на зыбком угле

Для жителей восточногерманского городка Шенкендёберн, расположенного в паре километров от польской границы, вопрос о том, где «копнуть» в поисках ресурсов, не стоит вовсе. Они отлично знают, что копать можно во дворе любого дома — городок, в котором живет чуть меньше четырех тысяч человек, стоит на одном из крупнейших месторождений бурого угля. Собственно, городом в традиционном российском понимании Шенкендёберн не является. Самостоятельно управляющийся населенный пункт представляет собой группу небольших поселков, рассыпанных по территории в несколько квадратных километров и разделенных полями и лесом. Однако большая площадь городка вскоре может резко сократиться. Шведская энергетическая компания Vattenfall, уже разрабатывающая бурый уголь в непосредственной близости от Шенкендёберна, собирается расширить добычу и заложить новый карьер, который сожрет сразу несколько входящих в Шенкендёберн поселков.

Собственно, и нынешним положением дел с карьером жители городка недовольны. Карьер площадью 6 тыс. га был заложен еще в 1974 году, чтобы снабжать бурым углем построенную неподалеку электростанцию Йеншвальде. Работающая до сих пор электростанция имеет мощность 3 ГВт, это третья по мощности электростанция Германии. Каждый день в топках Йеншвальде сгорает 60 тыс. тонн бурого угля, а при максимальной загрузке станция способна сжечь 80 тыс. тонн угля в день. Фактически это весь бурый уголь, добываемый на карьере, который является лишь придатком электростанции-гиганта.

«Где я буду похоронен?»

Впрочем, главное беспокойство жителей Шенкендёберна вызывает не сохранение карьера, а его развитие. После тридцати лет работы нынешний карьер почти полностью истощился: слой бурого угля на востоке Германии не особенно богатый, от 6 до 15 метров толщиной. Чтобы продолжить снабжать топливом электростанцию-гигант, Vattenfall вынуждена закладывать новый разрез. Согласно планам компании, новый — не меньшего размера — карьер должен обеспечить работу электростанции еще на 20–25 лет. И съесть три поселка, входящие в населенный пункт Шенкендёберн.

В затронутых поселках проживает около 900 человек, и не все из них смотрят на перспективу переселения с оптимизмом. То тут, то там во дворах домов можно увидеть плакаты: «Мы не хотим терять дом» или «Защитим свое будущее».

Уничтожение населенных пунктов, стоящих на пути добычи ресурсов, не уникальное событие в Германии. Так, в 2006–2009 годах при расширении принадлежащего компании RWE карьера Гарцвайлер на западе страны было переселено десять населенных пунктов. Согласно планам компании, вплоть до 2045 года карьер, активная площадь которого составляет более 4 тыс. га, должен выдавать от 35 до 45 млн тонн бурого угля. Для расширения другого разреза компании RWE тоже планируется переселить два населенных пункта с общим населением 2 тыс. человек. Однако обыденность процесса переселения граждан, живущих на залежах полезных ископаемых, равно как и то, что под добычу ресурсов занято только 0,2% территории Германии, не делает менее драматичным каждый новый случай стирания с карты страны очередного городка.

Зависимость Германии от импорта ресурсов долгие годы была одной из самых болезненных для немцев тем. Поставки зарубежного сырья были и остаются критическими для важнейших отраслей немецкой экономики, в первую очередь для ресурсоемкого машиностроения, определяющего структуру немецкого экспорта, а также для энергетики. Именно поэтому возможность хоть немного уменьшить эту зависимость будет получать всевозможную поддержку со стороны федеральных немецких властей. «Можно с уверенностью сказать, что добыча ресурсов в Германии не заменит импорт. Однако важно, что, во-первых, добыча сама по себе является миллионным и даже миллиардным, если речь идет, например, о меди в Лаузице, бизнесе, — рассуждает Кристоф Зайдлер. — А во-вторых, имея собственную добычу, пусть и ограниченную, страна улучшает свои переговорные позиции со странами-экспортерами».

http://expert.ru/expert/2013/05/raskopat-germaniyu/

expert.ru: Мировая система находится далеко за пределами роста

23 апр 2012

13 марта 1972 года, в Вашингтоне в Смитсоновском институте широкой публике был впервые представлен коллективный труд группы разработчиков модели «Мир-3», получивший название «Пределы роста. Доклад Римскому клубу».

Деннис Медоуз и его соратники продолжили работу над моделью и через двадцать лет, в 1992 году, опубликовали ее сиквел, получивший более эффектное название, — «За пределами роста: глобальная катастрофа или стабильное будущее»

В 2006-м вышла третья книга Медоуза и его соавторов — «Пределы роста. 30 лет спустя»

— Вы утверждаете, что уже в ближайшие двадцать лет мировое производство нефти упадет примерно на 50 процентов.

— Как известно, существуют два ключевых вида данных по нефти. Первый тип — это «словесное представление» о том, каковы ее общие залежи в недрах (оценка запасов). Второй же тип данных — то, что добывается по факту.

С первым типом данных все очень непросто, потому что там, к сожалению, у каждого есть очень серьезные причины, чтобы врать. Причем иногда выгодно соврать в большую сторону, а иногда — приуменьшить. Но сейчас данных такого типа набрано достаточно, потому что в большинстве случаев нефтяными ресурсами владеют государственные структуры, они уже не в частных руках, и публикуемые ими цифры уже более или менее устаканились. Ну а данные о реальной добыче, разумеется, гораздо точнее, более того, они каких-либо серьезных сомнений не вызывают.

Сейчас я покажу вам график, на котором показан временной диапазон с 1930 года по текущий момент, до 2010-го, а дальше — прогнозная оценка. На нем зеленым цветом отмечены все реально разведанные запасы — то есть то, что было точно подтверждено пробами и бурением. Итак, вся доступная нефть — это интеграл под этой зеленой кривой (площадь всего, что находится в зеленой области). Черная же кривая показывает фактическую добычу нефти. И уже в 1984 году впервые произошло превышение общего годового объема добытой нефти над объемом новых разведанных месторождений.

Более того, начиная с 1984 года ежегодно выкачивалось больше нефти, чем обнаруживалось новых разведанных запасов. И область, отмеченная красным, — это та самая растущая разница между вновь обнаруженной и добытой нефтью. Пока она еще компенсируется за счет прошлых разведанных запасов. А в другой таблице представлены данные о динамике глобальной добычи нефти. Из нее следует, что с 1995-го по 1999 год добыча выросла на 5,5 процента, с 2000-го по 2004‑й — на 7,9, а с 2005-го по 2009-й — только на 0,4 процента.

И согласно оценкам, представленным в лучшем, на мой взгляд, исследовании (уточним, что г-н Медоуз здесь ссылается на прогноз, сделанный еще в феврале 2008 года Energy Watch Group. — «Эксперт»), реально оценившем запасы, оставшиеся на каждом конкретном крупном месторождении, в ближайшие двадцать лет, с 2010-го по 2030-й, произойдет общее падение нефтедобычи на 50 процентов.

Причем нынешний всплеск цен на нефть на мировом рынке уже готовит нас к реализации этого сценария: именно так ведут себя биржи, когда какой-либо продукт начинает истощаться. Сегодня уже требуются многомиллиардные вложения, чтобы хотя бы поддержать добычу нефти на текущем максимальном уровне.

— Но помимо прогноза, на который вы сейчас сослались, существуют и куда менее пессимистичные оценки динамики нефтедобычи.

— У меня есть две веские причины больше доверять именно этому исследованию. Во-первых, многолетние исторические данные четко свидетельствуют, что добыча нефти следует так называемой колокольной функции. Соединенные Штаты долгое время были ведущим мировым добытчиком нефти и ведущим мировым экспортером. Но в 1970-е пик добычи там был пройден. После этого американцы еще нашли нефтяные залежи на Аляске, но к прежнему уровню добычи вернуться уже не удалось и никогда не удастся. Помимо США сегодня есть еще очень много стран — производителей нефти, несколько дюжин, и большинство из них тоже прошли свой пик добычи.

— Та же Саудовская Аравия и ее соседи утверждают, что у них имеются запасы еще лет на триста. Может, они и привирают, конечно, но не на порядок же…

— Здесь опять-таки весь вопрос в правильной трактовке. Люди очень любят рассуждать о том, как много всяких полезных вещей еще где-то лежит. Нефтеносные пески, шельфовые зоны, глубоководное бурение — там якобы ждут своего времени еще десятки миллиардов баррелей. Но мы не можем всерьез оперировать оценками того, что еще лежит в земле или на дне Мирового океана, пока не известно, будет ли оно вообще добыто. Сначала все это добро надо как-то извлечь.

И я при этом оставляю пока за скобками чисто финансовый аспект. Разумеется, нацбанки могут запустить печатный станок — и вы получите много долларов (евро, рублей и так далее). Те же Соединенные Штаты печатают доллары в огромных количествах. Но есть такой важнейший экономический показатель — коэффициент возврата инвестиций в энергетической отрасли. И здесь кроется вторая причина того, что я склонен верить в скорое резкое падение объемов мировой нефтедобычи.

Этот показатель оценивает именно эффективность капиталовложений, или, в упрощенной интерпретации, говорит о том, сколько энергии и всего остального вам нужно затратить, чтобы эту нефть добыть. Заметьте, это не денежный вопрос, это вопрос именно капитальных активов: если вы тратите определенное количество энергии, чтобы добыть то же определенное количество энергии, чисто финансовая составляющая значения уже не имеет. Как только эти количества энергии сравняются, всякая добыча станет абсолютно бесполезной. На раннем этапе нефтедобычи в Соединенных Штатах коэффициент возврата вложений в добычу энергоресурсов составлял 100. То есть, грубо говоря, для того, чтобы добыть 100 тонн нефти, надо было затратить одну тонну ее энергетического эквивалента. Сейчас же в США эта величина сильно упала и находится в диапазоне от 15 до 30, в зависимости от месторождений: где-то добывать легче, где-то сложнее. И тенденция к дальнейшему снижению прослеживается совершенно четкая. В странах ОПЕК этот коэффициент в среднем еще держится на уровне 30. Что же касается России, то у меня нет точных данных, но, по-видимому, примерно посредине между американскими и опековскими цифрами.

При этом первыми, естественно, исчерпываются месторождения, расположенные поблизости и доступные для легкой добычи. А когда вся такая нефть уже выкачана, приходится идти в более труднодоступные места и тратить намного больше, чтобы извлекать оттуда сырье, транспортировать его и так далее. Иными словами, коэффициент возврата будет падать неизбежно. Конечно, более совершенные технологии могут повлиять на величину этого коэффициента в большую сторону, но общий понижательный тренд они едва ли смогут переломить.

— Вы утверждаете, что уже в ближайшие двадцать лет мировое производство нефти упадет примерно на 50 процентов.

— Как известно, существуют два ключевых вида данных по нефти. Первый тип — это «словесное представление» о том, каковы ее общие залежи в недрах (оценка запасов). Второй же тип данных — то, что добывается по факту.

С первым типом данных все очень непросто, потому что там, к сожалению, у каждого есть очень серьезные причины, чтобы врать. Причем иногда выгодно соврать в большую сторону, а иногда — приуменьшить. Но сейчас данных такого типа набрано достаточно, потому что в большинстве случаев нефтяными ресурсами владеют государственные структуры, они уже не в частных руках, и публикуемые ими цифры уже более или менее устаканились. Ну а данные о реальной добыче, разумеется, гораздо точнее, более того, они каких-либо серьезных сомнений не вызывают.

Сейчас я покажу вам график, на котором показан временной диапазон с 1930 года по текущий момент, до 2010-го, а дальше — прогнозная оценка. На нем зеленым цветом отмечены все реально разведанные запасы — то есть то, что было точно подтверждено пробами и бурением. Итак, вся доступная нефть — это интеграл под этой зеленой кривой (площадь всего, что находится в зеленой области). Черная же кривая показывает фактическую добычу нефти. И уже в 1984 году впервые произошло превышение общего годового объема добытой нефти над объемом новых разведанных месторождений.

Более того, начиная с 1984 года ежегодно выкачивалось больше нефти, чем обнаруживалось новых разведанных запасов. И область, отмеченная красным, — это та самая растущая разница между вновь обнаруженной и добытой нефтью. Пока она еще компенсируется за счет прошлых разведанных запасов. А в другой таблице представлены данные о динамике глобальной добычи нефти. Из нее следует, что с 1995-го по 1999 год добыча выросла на 5,5 процента, с 2000-го по 2004‑й — на 7,9, а с 2005-го по 2009-й — только на 0,4 процента.

И согласно оценкам, представленным в лучшем, на мой взгляд, исследовании (уточним, что г-н Медоуз здесь ссылается на прогноз, сделанный еще в феврале 2008 года Energy Watch Group. — «Эксперт»), реально оценившем запасы, оставшиеся на каждом конкретном крупном месторождении, в ближайшие двадцать лет, с 2010-го по 2030-й, произойдет общее падение нефтедобычи на 50 процентов.

Причем нынешний всплеск цен на нефть на мировом рынке уже готовит нас к реализации этого сценария: именно так ведут себя биржи, когда какой-либо продукт начинает истощаться. Сегодня уже требуются многомиллиардные вложения, чтобы хотя бы поддержать добычу нефти на текущем максимальном уровне.

— Но помимо прогноза, на который вы сейчас сослались, существуют и куда менее пессимистичные оценки динамики нефтедобычи.

— У меня есть две веские причины больше доверять именно этому исследованию. Во-первых, многолетние исторические данные четко свидетельствуют, что добыча нефти следует так называемой колокольной функции. Соединенные Штаты долгое время были ведущим мировым добытчиком нефти и ведущим мировым экспортером. Но в 1970-е пик добычи там был пройден. После этого американцы еще нашли нефтяные залежи на Аляске, но к прежнему уровню добычи вернуться уже не удалось и никогда не удастся. Помимо США сегодня есть еще очень много стран — производителей нефти, несколько дюжин, и большинство из них тоже прошли свой пик добычи.

— Та же Саудовская Аравия и ее соседи утверждают, что у них имеются запасы еще лет на триста. Может, они и привирают, конечно, но не на порядок же…

— Здесь опять-таки весь вопрос в правильной трактовке. Люди очень любят рассуждать о том, как много всяких полезных вещей еще где-то лежит. Нефтеносные пески, шельфовые зоны, глубоководное бурение — там якобы ждут своего времени еще десятки миллиардов баррелей. Но мы не можем всерьез оперировать оценками того, что еще лежит в земле или на дне Мирового океана, пока не известно, будет ли оно вообще добыто. Сначала все это добро надо как-то извлечь.

И я при этом оставляю пока за скобками чисто финансовый аспект. Разумеется, нацбанки могут запустить печатный станок — и вы получите много долларов (евро, рублей и так далее). Те же Соединенные Штаты печатают доллары в огромных количествах. Но есть такой важнейший экономический показатель — коэффициент возврата инвестиций в энергетической отрасли. И здесь кроется вторая причина того, что я склонен верить в скорое резкое падение объемов мировой нефтедобычи.

Этот показатель оценивает именно эффективность капиталовложений, или, в упрощенной интерпретации, говорит о том, сколько энергии и всего остального вам нужно затратить, чтобы эту нефть добыть. Заметьте, это не денежный вопрос, это вопрос именно капитальных активов: если вы тратите определенное количество энергии, чтобы добыть то же определенное количество энергии, чисто финансовая составляющая значения уже не имеет. Как только эти количества энергии сравняются, всякая добыча станет абсолютно бесполезной. На раннем этапе нефтедобычи в Соединенных Штатах коэффициент возврата вложений в добычу энергоресурсов составлял 100. То есть, грубо говоря, для того, чтобы добыть 100 тонн нефти, надо было затратить одну тонну ее энергетического эквивалента. Сейчас же в США эта величина сильно упала и находится в диапазоне от 15 до 30, в зависимости от месторождений: где-то добывать легче, где-то сложнее. И тенденция к дальнейшему снижению прослеживается совершенно четкая. В странах ОПЕК этот коэффициент в среднем еще держится на уровне 30. Что же касается России, то у меня нет точных данных, но, по-видимому, примерно посредине между американскими и опековскими цифрами.

При этом первыми, естественно, исчерпываются месторождения, расположенные поблизости и доступные для легкой добычи. А когда вся такая нефть уже выкачана, приходится идти в более труднодоступные места и тратить намного больше, чтобы извлекать оттуда сырье, транспортировать его и так далее. Иными словами, коэффициент возврата будет падать неизбежно. Конечно, более совершенные технологии могут повлиять на величину этого коэффициента в большую сторону, но общий понижательный тренд они едва ли смогут переломить.
http://expert.ru/expert/2012/16/malo-ne-pokazhetsya/

Итоги 2012 года для российского нефтегаза

Читать далее

expert.ru: Успех ВСТО не настолько очевиден, как это пытаются представить

Наконец-то запущена вторая очередь нефтепровода ВСТО-2. Этот проект позволит серьезно нарастить поставки в Азию, ведь фактически сейчас мощность участка Тайшет–Сковородино составит 50 млн тонн, из них 15 млн приходится на китайское ответвление и 35 млн можно поставлять в порт Козьмино.

Сама компания «Транснефть» упорно настаивает на том, что в этот нефтепровод попадает только восточносибирская нефть. Хотя, конечно же, сразу возникают вопросы: зачем, например, построена труба Самотлор–Пурпе, которая соединяет Пурпе – точку входа в ВСТО – с Западной Сибирью?

Естественно, возникают серьезные вопросы относительно поставок следующего года. Как мы уже сказали, мощность трубы составит 50 млн тонн, но за январь–сентябрь 2012 года на восточносибирских месторождениях было добыто чуть более 23 млн тонн. У нас пока реально серьезные цифры дают три месторождения – Ванкор, Талакан и Верхнечонское. Да, понятно, что 23 млн – это цифры только за три квартала, но даже с учетом очень приличного роста на Ванкоре очевидно, что взять в Восточной Сибири 50 млн тонн не получится.

Но сейчас главный вопрос не в этом. Проблема не в том, что нефть будет забираться из Западной Сибири как с географического района. Эта диверсификация означает постепенный уход России с европейского направления экспорта – вот что важно. А здесь математика простая, даже не нужно быть географом и не нужны специальные расчеты, чтобы понять простую вещь. В этом году по прогнозам у нас рост добычи составит 1-2%, а по экспорту, похоже, мы получим падение на 1% по сравнению с 2011 годом. Это означает, что в целом страновой экспорт нефти за счет роста внутреннего рынка сокращается. Таким образом, математика проста: если вы создаете инфраструктуру для расширения поставок, если вы трубу с 30 млн тонн доводите до 50 (напомню, что проект предполагает расширение до 80 млн тонн – 30 млн тонн для Китая и 50 млн тонн до Козьмино), то в условиях, когда у вас не растет добыча, падает в целом страновой экспорт, понятно, что, если вы наращиваете мощности для поставок в Азию, это означает, что где-то вы эту нефть должны будете брать. Если не с внутреннего рынка, то, значит, с западного направления экспорта. Таково решение государства. Мы можем спорить, конечно, но не стоит делать вид, что это решение не принято.

И кстати, в этом плане совершенно понятна реакция европейцев: они даже вызвали с отчетом в Брюссель компанию «Транснефть», чтобы понять, действительно ли будет происходить перенаправление поставок с запада на восток. На самом деле компанию «Транснефть» вызывать в Брюссель бессмысленно. «Транснефть» управляет трубой «Дружба», а поставки действительно сокращаются из-за ввода Усть-Луги и развития портов на Балтике. Поэтому, если есть желание говорить в таком стиле, вызывать надо не «Транснефть», а первых лиц государства. Но президент России как раз только из Брюсселя вернулся. И эта нервическая реакция очень характерна для Европы. Увы и ах – зачастую европейские политики реагируют на Россию примерно в следующем формате: «Ой, вы знаете, сейчас на мировом рынке наступила эпоха профицита углеводородов… Ой, вы знаете, ваш газ и ваша нефть нам не нужны… Ох, вы знаете, сейчас открывается отличная возможность…» И действительно, вышел доклад Мирового энергетического агентства про фантастический рост добычи в Ираке, про сланцевую нефть Соединенных Штатов. И возникает ощущение, что мир для потребителя прекрасен. Естественно, Россия обижается: раз у вас диверсификация, то и у нас диверсификация. Но когда Европейский союз осознает, что существуют реальные возможности развернуть экспорт в сторону Азии, возникает такая истерическая реакция: «Нет, подождите, как так? Вы не должны этого делать. А ну-ка приезжайте в Брюссель! А ну-ка дайте отчет, где гарантии!»

Это такой интересный момент, что, когда мы говорим про потребление, европейцы отвечают: «Мы никаких гарантий давать не будем». А когда речь заходит о поставках, говорят: «Нет-нет, подождите, куда это вы?» То же самое происходит и в сфере газа. Европа, с одной стороны, говорит, что долгосрочные контракты не нужны. Но, когда дело доходит до деталей, выясняется, что европейцы хотят отменить контракты take or pay («бери или плати»), но сохранить контракты ship or pay («поставляй или плати»). То есть они не хотят нести никаких обязательств по объемам закупок, но при этом хотят сохранить за «Газпромом» обязательства по доставке газа. Иными словами, если газ не нужен – мы не платим, а если нужен – вы обязаны нам его поставить.

В этом плане, конечно, для Европейского союза очень остро встает вопрос политического выбора поставщиков. Но и для нас этот вопрос очень важен. Здесь ситуация очевидна – мировой рынок нефти и газа может сколько угодно говорить, что сейчас наступает суперкомфортное состояние для покупателей, но в реальности эта ситуация несколько иная для покупателей, и даже сам Европейский союз выдает себя.

Наступает время истины, и, конечно же, в новом году нужно определяться: европейцам со стратегией – у кого покупать, с кем дружить, то же самое касается и нас. Если мы и дальше будем развивать инфраструктуру в сторону Азии и наполнять эту инфраструктуру нефтью, а в перспективе газом, то это означает, что мы находим себе новых энергетических друзей, но наша дружба со старыми энергетическими друзьями может несколько пошатнуться
http://expert.ru/2012/12/27/buridanov-osel-rossijskoj-energetiki/?n=172

Бензин в Германии

Пару дней назад со мной в первый раз случилось это. Впервые за семь лет работы в Германии и постоянной езды на машине я заправил дизельное топливо по 1,6 евро за литр. Да-да, по 65 рублей. И деваться было некуда: когда едешь по автобану, а стрелка бензобака предательски лежит на нуле, то заправляешься на первой попавшейся заправке, ибо встать на автобане без топлива — это уже само по себе нарушение немецкого ПДД, да и голосовать с просьбой отлить топлива тоже не принято — пришлось бы вызывать эвакуатор и ехать до ближайшего техцентра, где смогли бы завести остановившийся без подачи топлива двигатель с автоматической коробкой передач.
Читать далее

О странах Аравийского полуострова

http://expert.ru/expert/2012/31/zalivnaya-sistema-bezopasnosti/

О сланцевом газе. 3

15.06.2010
Что такое сланцевый газ и как он изменит газовый рынок?

Сланцевый газ: революционный энергоисточник или мыльный пузырь?

Сегодня на мировом рынке газа наблюдается очевидное превышение предложения над спросом. Причиной этого стало, с одной стороны, снижение спроса со стороны западных стран вследствие тяжелейшего экономического кризиса, а с другой, появление на рынке избыточных объемов LNG от недавно введенных в строй предприятий. Именно по этой причине рухнули спотовые цены на газ, упавшие летом этого года до $120 за 1 тыс куб м, а европейские потребители требуют от «Газпрома» пересмотра принципов ценообразования на газ, чтобы исключить из ценовой формулы относительно дорогую на сегодняшний день нефть.

В отрасль начинают приходить крупные нефтегазовые корпорации, которые ранее предпочитали следить со стороны за действиями Chesapeake Energy и ее коллег. В июне 2009 г. британская BG внесла $1.3 млрд в качестве 50-процентной доли в совместное предприятие, которое будет заниматься добычей сланцевого газа из залежи Haynesville в штатах Техас и Луизиана. Норвежская StatoilHydro создала СП с Chesapeake Energy, вложив в него $3.4 млрд. Инвестиции в американские предприятия по добыче сланцевого газа сделали и такие компании как британская BP и итальянская Eni. Американские Conoco Phillips и ExxonMobil, а также британско-нидерландская Shell приобрели лицензии на добычу сланцевого газа в Польше, Швеции и Германии…

Прежде всего, специалисты подвергают обоснованному сомнению высокую рентабельность проектов по добыче сланцевого газа. Геолог из Хьюстона Арт Берман, один из ведущих авторов журнала World Oil Magazine, проведя тщательный анализ деятельности компаний, добывающих сланцевый газ, пришел к выводу, что их действительные затраты в несколько раз выше, чем $3.50 за 1 тыс куб футов, о которых говорит Chesapeake Energy.

Да, после того как скважина пробурена, она обходится сравнительно недорого, и операционные расходы, действительно, могут составлять порядка $100 за 1 тыс куб м. Но ведь компания несет не только эти затраты. По данным А.Бермана, разрекламированная технология горизонтального бурения приносит гораздо меньшие результаты, чем сообщается.

В конце 2008 г. на залежи Barnett было пробурено свыше 11.8 тыс скважин, каждая из которых обходилась более чем в $3 млн (с учетом затрат на приобретение лицензии, собственно бурение и поддержание работоспособности в течение всего срока действия). При этом оценочные извлекаемые запасы (Estimated ultimate recoverable, EUR) горизонтальных скважин составляли всего 0.81 млрд куб футов (22.9 млн куб м) — в три с лишним раза ниже, чем изначально планировалось.

Более того, продуктивность скважин с 2003 г. только падала: если в начале работы Chesapeake Energy средний показатель EUR составлял около 32.3 млн куб м на скважину (в расчет брались и горизонтальные, и вертикальные), то к 2008 г. он снизился до 16.7 млн куб м.

Как показывают открытые данные о добыче газа на сланцевой залежи Barnett, продуктивность уже действующих скважин падала гораздо быстрее, чем на традиционных месторождениях. Средний «срок жизни» газовых скважин составляет в США 30-40 лет, но на Barnett около 15% скважин, пробуренных в 2003 г., уже через пять лет исчерпали свой ресурс.

По расчетам А.Бермана, жизненный цикл скважины при добыче сланцевого газа на Barnett не превышает 8-12 лет, и лишь немногие сохранят рентабельность после 15 лет эксплуатации. Другое исследование, проведенное на залежи Haynesville, выявило средний показатель EUR на уровне 48.7 млн куб м на одну скважину, тогда как компании-операторы говорили о 180-200 млн куб м.

В связи с этим, компаниям, занимающимся добычей сланцевого газа, необходимо непрерывно бурить новые скважины взамен выбывающих из строя, что значительно увеличивает себестоимость добычи газа. Ряд экспертов (включая А.Бермана) оценивают истинные затраты на получение сланцевого газа в $7.50-10 за 1 тыс куб футов ($212-283 за 1 тыс куб м). При этом объем инвестиций на полное освоение запасов Barnett достигает астрономических величин: только на бурение скважин и их содержание (без сопутствующей инфраструктуры) понадобится не менее $75 млрд в ценах 2008 г.

О том, что сланцевый газ обходится гораздо дороже, чем заявляют добывающие компании, косвенно свидетельствуют и их финансовые показатели. До падения в середине 2008 г. цены на природный газ в США порой превосходили на спотовом рынке $600 за 1 тыс куб м. Chesapeake Energy начала выходить на солидные объемы производства (миллиарды кубометров в год) уже в 2005 г., но отнюдь не получала никаких сверхприбылей. Более того, по состоянию на начало 2009 г. у компании было свыше $14.4 млрд долгов и очень скромные финансовые показатели за предыдущий отчетный период.

Сейчас производители сланцевого газа заявляют о том, что заключили форвардные контракты на продажу большей части добытого газа по ценам около $150-170 за 1 тыс куб м и поэтому не несут крупных убытков от резкого спада на рынке, однако и сейчас эти компании, мягко говоря, не купаются в деньгах. Вообще, по мнению некоторых комментаторов, нынешний ажиотаж вокруг сланцевого газа является результатом грамотной пиар-кампании, за которой стоят Chesapeake Energy, Statoil и другие корпорации, уже вложившие в эти проекты немалые суммы и теперь нуждающиеся в притоке дополнительных средств.

Наконец, эксперты обращают внимание на то, что это в Америке с ее просторами можно без особых проблем бурить десятки тысяч скважин на участках в тысячи квадратных километров. В густонаселенной Европе добывающие компании вряд ли смогут позволить себе подобную роскошь, что резко уменьшает привлекательность проектов по добыче сланцевого газа.

2012
Во-первых, сланец куда твёрже песчаника, бурить тяжелее. Во-вторых, малый объём пор – это значит, что накапливается мало полезного продукта на единицу объема породы. В-третьих, у этих пор очень плохая связность пор – то есть по этой породе-коллектору продукт течет к стволу скважины совсем плохонько. Так называемая «округа дренирования» у скважины очень малая. Даже модные технологии горизонтального бурения и гидроразрыва пласта дают немного, скважина сдохнет через несколько месяцев, редко когда кое-как проживет до года (для сравнения — в Уренгое скважины дают газ по 10-15 лет). Для таких одноразовых скважин строить инфраструктуру бессмысленно, она просто никогда не окупится. Каждый раз строить новый трубопровод? Это не наши газопроводы, которые один раз проложены и на 30-40-50 лет, пока месторождение живое. Можно сжижать, но тоже дорого. При разработке вылезает много проблем с экологией, восстановление и приведение в норму природы вылетает в хорошие деньги. Франция уже запретила добычу сланцевого газа, на законодательном уровне, им это не по нутру, вон пусть поляки упражняются. Польше предрекали великое газовое будущее и замену Газпрому, но «не вышел газовый цветок у пшеков». Здесь можно рассчитывать только как на временную замену, для организации проблем России, когда нужно выиграть темп.

Таких «спасительных-уникальных» технологий уже объявлялось очень много. Ветрякам предрекали светлое будущее, «зеленые» отжали с этих проектов немеряно бабла, говорили об уникальных возможностях. Где эти ветряки сейчас, стоят кладбища этих «ветряных мельниц». Поищите поисковиками, очень наглядно. Они не выдерживают конкуренцию и забрасываются, себестоимость дороже — птицы гибнут, от гула и звука люди убегают подальше, ещё и ремонт дорог оказался. Представьте, отремонтировать одну турбину на ГЭС, и носиться по полям, ремонтируя 5000 ветряков, оказывается, они очень хорошо ломаются, намного чаще, чем думали.

То же самое с солнечной энергией. Крупнейшие компании в секторе возобновляемой энергии банкроты, как например, американская Evergreen Solar, или немецкая Solar Millennium. Здесь хорошо расписана суть проблем. Пока в мире прорывов в энергетике нет, и не будет, в технике проблемы примерно такие же.

Буквально недавно было большое воодушевление по поводу биотоплива. Было объявлено, рапс спасёт всю западную демократию от нефти и газа всех тоталитарно-кровавых режимов. Каков же результат? ФЕЕРИЧНЫЙ! Попробовали все, «разом нас богато», и вдруг по всёму миру взлетели цены на продовольствие. Достаточно поглядеть на тот же Египет, прямой результат спланированной революции, Египет не может обеспечить себя зерновыми, в последнее время закупали в основном в России, пока цены на пшеницу были приемлемыми, все срасталось, но стоило только всем срочно повернуться в сторону рапса и других культур, сборы зерна уменьшились и моментально взлетели цены на зерно. Сейчас уже все наелись рапсом, отказываются, топливо из рапса много дороже чем бензин, да ещё и экологические проблемы рядышком пристроились. Но дело то сделано, продовольствие подорожало по всему миру, тут и засуха в СНГ удачно вышла. Путь к голодным бунтам и революциям проложен.
http://luckich404.livejournal.com/17154.html

21.05.2012
Перспектива сланца

«Химера» сланцевого газа. ч.1 Введение
«Химера» сланцевого газа. ч.2 Доля сланцевого газа
«Химера» сланцевого газа. ч.3 Экспорт-импорт газа США, и «скока ему надо, что бы оно не сдохло»
«Химера» сланцевого газа. ч.4 Мы строили строили, и наконец построили…

Сколько газа нужно Германии?

«Expert Online» / 26 июл 2011
Позволим себе утверждать, что в период до 2020–2022 годов потребление газа в Германии просто не может не вырасти, и объясним, по каким причинам.

Причина первая вполне естественно касается закрытия в Германии атомных станций. Немецкое правительство пытается делать вид, что планировало такую стратегию заранее, вот только закрыть АЭС предполагалось чуть позже — к 2025 году, а не до 2022-го. Возьмем данные по производству электроэнергии в Германии в 2010 году: объем производства электроэнергии на атомных станциях сегодня примерно равен объему электроэнергии, произведенной из 35 млрд кубометров газа. Значит, именно такой объем генерации сейчас выбывает. Какая разница, планировали вы это или не планировали, — этот объем вам все равно придется как-то компенсировать. Иными словами, Германии потребуется найти альтернативный объем энергии, равный потреблению 35 млрд кубов газа. И где же Берлин найдет этот объем? Допустим, на помощь придет уголь. Но сейчас в Европе еще громче стали голоса сторонников теории глобального потепления, поборников ограничения выбросов парниковых газов, поэтому уголь с точки зрения экологии как альтернатива не годится.

Можно попытаться заместить выбывающий объем ветряной энергетикой. Это вариант интересный. В Германии производство альтернативной энергетики без гидроэнергетики растет и так очень приличными темпами. В 2010 году производство возобновляемой энергетики выросло в Германии на 10%. В газовом эквиваленте современные мощности ветряков, солнечных батарей и прочих «зеленых» станций равны примерно 21 млрд кубометров газа. Это приличный объем!

Но возникает вопрос: способна ли Германия расти на 10% в год по возобновляемой энергетике? Думаю, что не способна, потому что альтернативная энергетика до сих пор остается дотационной, убыточной. Пока она не выдерживает конкуренции с ископаемым топливом. В ситуации, когда спасение Греции, а в перспективе и Испании, возложено на экономический локомотив Европейского союза — Германию, — способна ли она будет столь же большие деньги субсидировать на возобновляемую энергетику? Скорее всего, вопрос будет примерно так и звучать: ветряные станции или Греция? Если у вас ограниченные ресурсы, вы не сможете сделать несколько дел разом. А Грецию, видимо, придется спасать именно Германии, хочется этого Берлину или нет.

Конечно же, ветряная энергетика будет расти и впредь, но если вы не хотите атомную энергетику переводить на газ, значит, где-то вам надо найти альтернативу 35 млрд кубометрам газа. Ветряная энергетика сегодня производит альтернативу 21 млрд, но надо еще 35! Значит, за десять лет предстоит фактически в 2,5 раза увеличить производство энергии на ветряных станциях. Хорошо, когда вы растете с нуля, а когда вы уже достигли какой-то серьезной величины, дальше прирост будет не такой существенный — это что касаемо идеи Меркель о том, что Германия будет заниматься энергоэффективностью. В Германии уже фантастические успехи по энергоэффективности, и понятно, что дальше прирост будет крайне невысокий.

К тому же собственная добыча газа в Германии составила в 2010 году 10,6 млрд кубов, причем этот показатель постоянно падает (так, в 2000 году в Германии добывали 16,9 млрд кубов). Значит, даже при сохранении уровня потребления импорт будет расти — потому что добыча будет и дальше сокращаться.

В итоге при любом раскладе спрос на газ в Германии будет расти, других вариантов нет. Вопрос в том, на чей газ он будет расти.

Давайте посмотрим на структуру импорта в 2010 году. По данным ВР, из России, от своего ведущего поставщика, Германия получила чуть менее 35 млрд кубов, из Норвегии — чуть более 30. На третьем месте по поставкам газа в Германию находятся Нидерланды с объемом чуть менее 25 млрд кубов. Норвегия и Голландия — это очень интересный момент, потому что в Голландии будет с газом происходить то же самое, что в Великобритании. Кстати, Британия — четвертый поставщик по размерам поставок: чуть менее 3 млрд кубов. Так вот в Великобритании мы наблюдали, что из-за нехватки запасов добыча начала обваливаться очень резко. Вот то же самое будет в Нидерландах в ближайшие годы, и 25 млрд кубов поставок окажутся под вопросом. Не исключено, что в Норвегии, в стране, которая очень быстро наращивает производство газа, как раз к концу следующего десятилетия начнется падение производства. Поэтому даже сохранение нынешних почти 60 млрд кубов поставок (Норвегия + Нидерланды + Великобритания) окажется к 2020 году под большим вопросом.
(падение добычи в Норвегии весьма сомнительно — iv_g)

Ясно совершенно, что традиционные поставщики газа в Германию справляться с этим объемом уже не будут. Может быть, Ангеле Меркель по политическим причинам не хотелось говорить о росте кооперации с Россией, понятно, что она пытается определенным образом ориентироваться на США, что, в общем-то, вполне понятно. Но цифры говорят о том, что, хочешь ты этого или не хочешь, объективно и спрос на газ в Германии растет и расти будет, да и найти дополнительный нероссийский газ Берлину сегодня будет очень сложно.

Ситуация для Германии не такая уж и благополучная, и здесь обойтись ветряками, солнечными батареями и энергоэффективностью будет очень сложно.
http://expert.ru/2011/07/26/tak-skolko-gaza-nuzhno-germanii/

Ковыктинское месторождение

Месторождение находится в Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от г. Иркутска. Месторождение территориально почти полностью входит в северо-восточную часть Жигаловского района (административный центр п. Жигалово), частично в Казачинско-Ленский район (административный центр п. Казачинск).

Ковыктинское месторождение расположено в пределах Лено-Ангарского плато, входящего в южную часть Средне-Сибирского плоскогорья. Рельеф района резко пересеченный, склоны водоразделов крутые. Абсолютные отметки водоразделов достигают отметок — 1200 метров. Минимальные отметки в долинах рек Лена и Орлинга — 380 — 400 метров. Территория месторождения почти повсеместно покрыта лесами, которые, в основном, относятся к I категории. Плотность населения низкая, населенные пункты сосредоточены только в долине реки Лена. Вблизи месторождения и на его территории имеются месторождения гидроминерального сырья и строительных материалов.

Газоконденсатная залежь Ковыктинского ГКМ приурочена к терригенным отложениям, песчаникам — коллекторам нижнего кембрия-венда, залегающим на глубине более 3000 метров. Высота залежи, расположенной в пределах очень крупной, литологически ограниченной ловушки, около 150 метров.

В настоящее время продуктивные отложения парфеновского горизонта вскрыты двумя параметрическими, пятью поисковыми и 28 разведочными скважинами. Практически всеми скважинами за исключением двух, подтверждена его газоносность, установлен региональный характер развития пород-коллекторов и их выдержанность. Наряду с разведочным бурением на Ковыктинском ГКМ осуществлено бурение 3-х эксплуатационных скважин с удлинением горизонтального ствола в 365-576м. При их испытании установлено увеличение продуктивности по отношению к вертикальному стволу в 2-2,5 раза. В настоящее время завершается доразведка месторождения. Имеются перспективы прироста запасов газа и конденсата. На момент создания «РУСИА Петролеум» запасы месторождения оценивались: по категории С1-192,6 млрд. м3, С2-199,7 млрд. м3. На сегодняшний день запасы «сухого газа» месторождения составляют по категории С1-1406 млрд. м3(промышленные запасы); С2-518 млрд. м3 (прогнозные запасы). Разведанный потенциал Ковыктинского месторождения обеспечит добычу более 30 миллиардов кубических метров (млрд. м3) газа в год для потребления на местном рынке и экспорта на срок более 30 лет. Точный уровень и сроки производства зависят от требований рынка и будут уточняться в процессе дальнейших исследований.
Площадь месторождения 7 499,5 км2
Глубина залегания (по вертикали) 2838-3388м
Толщина продуктивного пласта до 78 м
Эффективная толщина до 29м
Пористость песчаника 10-19%
Газонасыщенность 0,6-0,9
Пластовое давление 25,7 Мпа
Пластовая температура 55°C
Содержание конденсата 67,0 г/м3
Содержание СН4 в газе 90,3 моль/%
http://www.nge.ru/passport-description-1268.htm#nomenclature


http://iv-g.livejournal.com/442378.html

07 октября 2011 г.
ОАО «Газпром» получило лицензию на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр на Ковыктинском газоконденсатном месторождении. Как сообщило управление информации газового концерна, лицензия переоформлена на Газпром в соответствии с решением Федерального агентства по недропользованию (Роснедра).
Ранее сообщалось, что концерн рассчитывает получить лицензию на Ковыкту в конце сентября — начале октября 2011г.

Газпром 1 марта 2011г. выкупил с аукциона обанкротившуюся «РУСИА Петролеум», которая являлась владельцем лицензии на разработку Ковыктинского газоконденсатного месторождения. За имущественный комплекс компании Газпром заплатил 25,8 млрд руб. при стартовой стоимости более 15 млрд руб.

Ковыктинское месторождение — одно из крупнейших в Восточной Сибири с запасами природного газа 1,9 трлн куб. м, разрабатывалось компанией «РУСИА Петролеум». До продажи Газпрому основными акционерами «РУСИА Петролеум» являлись структуры ТНК-ВР (62,9% акций), ОАО «ОГК-3» (24,99% акций) и администрация Иркутской области (10,78% акций).

ТНК-ВР не могла приступить к реализации Ковыкты около десяти лет, поскольку не было возможности транспортировать на экспорт газ с месторождения из-за отсутствия газопровода. Начало промышленного освоения месторождения тормозили разногласия Газпрома и акционеров проекта по транспортировке и рынкам сбыта газа.
http://top.rbc.ru/economics/07/10/2011/619136.shtml

447 Srednebotuoba, Russia, Gas/cnd/oil (Vilyuy)
448 Srednebotuoba, Russia, Gas/cnd/oil (Vilyuy)
467 Verkhne-Vilyuchanka, Russia, Gas/oil (Vilyuy)
502 Verkhne-Chona, Russia, Gas/cnd/oil (Angara)
524 Kovykta, Russia, Gas/cnd (Angara)
526 Soba (Sobinskoye), Russia, Gas/cnd/oil (Tunguska)
530 Talakan, Russia, Oil/gas/cnd (Angara)

http://208.88.130.69/November-2001-Tectonic-setting-of-the-worlds-giant-oil-fields.html

Дополнительно
http://expert.ru/siberia/2011/10/vse-dlya-kitaya/
http://expert.ru/siberia/2010/42/tek/
http://www.kommersant.ru/Doc/1597286


http://www.goldforums.ru/geo.html

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (по состоянию на июнь 2000)
По разным оценкам, объем необходимых инвестиций — 7-8 или 10-12 млрд. долларов.
На 1 января 1997 года запасы газа Ковыкты оценивались в 869,6 млрд. кубометров. Однако, ожидается, что при доразведке месторождения запасы будут приращены почти вдвое — до 1,5 трлн. кубометоров газа.
При запасах в 869,7 млрд. кубометров предполагается добывать не менее 20 млрд. кубометров в год. При увеличении запасов до 1,5 трлн. кубометров ежегодная добыча может возрасти до 35-40 млрд. кубометров.

Лицензия на разработку Ковыктинского газоконденсатного месторождения принадлежит компании «РУСИА Петролеум», крупнейшим акционером которой пока является нефтяная компания «СИДАНКО». Лицензия на разведку и разработку Ковыкты была получена компанией «РУСИА Петролеум» 20 декабря 1993 года (ИРК #10054 НЭ) сроком до апреля 2018 года. В связи с приращением площади месторождения более чем в два раза, лицензия перерегистрирована 23 января 1997 года под номером ИРК #01193 НЭ. Кроме того, компания имеет лицензию на разведку и разработку Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения (ИРК #10053 НЭ/#01192 НЭ).
Особо отметим, что среди независимых наблюдателей распространено мнение о том, что British Petroleum, ставшая в ноябре 1997 года стратегическим партнером «СИДАНКО», купив 10% акций российской компании за 571 млн. долларов, пошла на этот шаг в основном в расчете на перспективы, которые сулит любой компании участие в подобном проекте.

Крупнейшими акционерами «РУСИА Петролеум» являются:»СИДАНКО» — 30%; Burovik East Siberia Holding (BP/Amoco) — 20%; Ангарская нефтехимическая компания (дочернее предприятие НК «СИДАНКО») — 10,5%; АО Иркутскэнерго — 12,7%; Фонд имущества Иркутской области — 16,6%; Est Asia Gas Company (Южная Корея) — 7,5%.

В январе 1999 года «РУСИА Петролеум» сообщила о завершении проходки первой опытно-промышленной скважины на Ковыктинском месторождении. Рабочий дебит скважины составил около 400 тыс. кубометров в сутки, что значительно превысило аналогичный показатель разведочных скважин.

В конце марта 2000 года, согласно сообщениям СМИ, Министерство природных ресурсов России (МПР) предоставило в Генеральную прокуратуру РФ пакет нормативно-правовых документов, касающихся выдачи лицензии компании «РУСИА Петролеум» на освоение Ковыктинского нефтегазоконденсатного месторождения. Документы были предоставлены по устному запросу представителей Генпрокуратуры в ходе проверки, проводимой в МПР. Напомним, что незадолго до этих событий бывший тогда министром топлива и энергетики РФ Виктор Калюжный высказался за необходимость выяснения сотрудниками Минприроды законности выдачи лицензии «РУСИА Петролеум» на Ковыктинское месторождение. По его словам, лицензия, выданная компании в 1993 году местным комитетом по геологии, предоставляла право на разработку ресурсов на площади 2000 кв. км. Однако впоследствии площадь лицензионного участка «РУСИА Петролеум» была доведена до 9000 кв. км. «Законность расширения территории лицензионного участка и предстоит выяснить специалистам МПР», — заявил глава Минтопэнерго. Одновременно Калюжный не исключил возможности отзыва лицензии у «РУСИА Петролеум». Калюжный также высказал мнение, что «РУСИА Петролеум» неэффективно работает на Ковыктинском месторождении. «С 1993 года компания там ничего не сделала», — подчеркнул он, добавив, что претендентами на его разработку выступают «Газпром», «Сургутнефтегаз» и «Тюменская нефтяная компания»
http://www.nefte.ru/projekt/r7.htm


http://olymp2010.rian.ru/infografika/20110301/340575472.html

Ковыктинское газоконденсатное месторождение расположено на юге Сибирской платформы в пределах Ангаро-Ленской ступени . Согласно нефтегеологическому районированию данная территория относится к Ангаро-Ленской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). В настоящее время в пределах Ангаро-Ленской НГО, которая характеризуется как область преимущественного газонакопления, известно несколько месторождений УВ, и, по крайней мере, одно из них (Ковыктинское) относятся к категории уникальных по запасам газа.

Ангаро-Ленская ступень (прогиб) представляет собой моноклиналь, ограниченную на востоке и северо-востоке озером Байкал и Байкальской складчатой областью, на севере – Катангской седловиной, на западе и северо-западе – Непско-Ботуобинской антеклизой. Площадь прогиба составляет 500 тыс. км2.

В строении кристаллического фундамента прогиба принимают участие метаморфизованные породы архей-протерозойского возраста. По многочисленным разломам фундамент разбит на тектонические блоки, которые полого погружаются от обрамления прогиба в сторону его центральной части, образуя так называемый амфитеатр (другое название Ангаро-Ленской ступени – Иркутский амфитеатр). Кроме того, строение фундамента осложнено структурными элементами II порядка – разнообразными поднятиями и выступами. С одним из таких выступов, Братским, связано газоконденсатное месторождение Братское.

Ангаро-Ленская ступень – область широкого развития терригенно-карбонатных, а также соляных пород позднедокембрийского и раннепалеозойского возраста. Разрез осадочных отложений имеет платформенный характер и представлен породами рифея, венда, кембрия и ордовика. Особенностью осадочного разреза Ангаро-Ленской ступени является наличие мощной (600–800 м) соленосной толщи нижнего кембрия. Мощность рифейских отложений составляет 0,3–5,4 км, вендских – 0,4–0,5 км, палеозойских – 2,5 км. Максимальная мощность всего осадочного чехла не превышает 4 км.

В разрезе осадочного чехла выделяется три нефтегазоносных комплекса: рифейский карбонатный, вендский терригенный и нижнекембрийский карбонатный. Они вмещают 12 продуктивных горизонтов мощностью от 10 до 100 м. Главным продуктивным горизонтом, к которому приурочены основные залежи УВ, является парфеновский горизонт венда. Пространственное размещение залежей УВ в вендском и кембрийском комплексах контролируется литологическими особенностями пород (фациальными замещениями и, как следствие, изменением коллекторских свойств), что значительно осложняет процесс поиска новых залежей УВ.

По структурно-литологическим особенностям в строении осадочного разреза Ковыктинской площади выделяется три формационных комплекса: подсолевой, соленосный и надсолевой.


Рис. 2. Структурная карта Ковыктинского месторождения по подошве парфеновского горизонта (данные сейсмических исследований). По Мандельбаум и др., 2005.

Подсолевой комплекс сложен терригенными породами венда и карбонатными породами нижнего кембрия. Данные отложения с размывом и угловым несогласием залегают на выветрелой поверхности метаморфизованных пород фундамента Ангаро-Ленской ступени, а также рифейских отложениях. Отложения подсолевого комплекса являются основной газосодержащей толщей региона. В составе чорской свиты венда выделяется парфеновский горизонт, с которым связаны основные запасы газа региона. Парфеновский горизонт имеет региональное распространение (рис. 2). Он сложен разнозернистыми кварц-полевошпатовыми и кварцевыми косослоистыми песчаниками дельтовых и аллювиальных фаций. Мощность парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении составляет от 40–80 м. Пористость пород горизонта достигает 20%, проницаемость 2000 млд.

Породы солевого комплекса представлены переслаиванием каменной соли с доломитами, известняками и ангидритами. В кровельной части нередки прослои мергелей, песчаников и доломитов. Общая мощность комплекса может достигать 1800 м.

Надсолевой комплекс сложен терригенно-карбонатными породами среднего и верхнего кембрия, а также терригенными породами ордовика.

Выше локально залегают плиоцен-четвертичные отложения аллювиальных комплексов: пески, песчаники, конгломераты, аргиллиты, алевролиты.

Ковыктинское месторождение было выявлено сейсморазведочными работами еще в конце 70-х годов прошлого века. Однако официальной датой открытия месторождения является 1987 г., когда была подтверждена его промышленная газоносность. В географическом отношении оно располагается в Жигаловском районе Иркутской области, приблизительно в 400 км к северо-востоку от столицы области г. Иркутска. Площадь Ковыктинского месторождения составляет около 7,5 тыс. м2.

Месторождение приурочено к северо-восточной оконечности Жигаловского поднятия. Тип ловушки – антиклинальный. Залежь – литологически экранированная. Глубина залегания залежи Ковыктинского месторождения составляет 2838–3388 м. Высота залежи – 155 м. Продуктивными являются пласты П2 и П1 парфеновского горизонта с мощностью 14–33 и 38–54 м соответственно.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение является одним из крупнейших в мире и самым крупным в Восточной Сибири. По данным на 2007 г. запасы газа по категории С1+С2 составляют приблизительно 2 трлн. м3, причем извлекаемые запасы газа по категории С1 – почти 70 млн. тонн, а по категории С2 – 15,5 млн. тонн. Однако по предварительным оценкам доразведка северной части месторождения может обеспечить прирост запасов до 3 трлн. м3.

Газ метановый, содержит в небольшом количестве примесь этана, пропана и бутана, а также гелия. Запасы гелия составляют 2,3 млрд. м3.

Источники:
Конторович А. Э., Беляев С. Ю., Конторович А. А. Тектоническая карта венд-палеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской провинции Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. №8. С. 851–862.
Мандельбаум М. М., Хохлов Г. А., Кондратьев В. А., Мазур В. Б. Методика и технология открытия крупных и уникальных месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы // Разведка и охрана недр. 2005. №2–3. С. 29–39.
Коржубаев А. Г., Филимонова И. В. Ковыктинское газоконденсатное месторождение: проблемы и перспективы освоения // Регион: экономика и социология. 2007. №3. С. 113–121.
Белонин М. Д., Маргулис Л. С. Нефтегазовый потенциал и перспективы освоения углеводородных ресурсов Востока России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2006. №1.
http://www.trubagaz.ru/gkm/kovyktinskoe-gazokondensatnoe-mestorozhdenie/

Геология нефти и газа, 2-2008
Комплексная интерпретация и моделирование волновых полей на Ковыктинском месторождении

ЛУКОЙЛ. Tempora mutantur et nos mutamur in illis

30 окт 2006
«Эксперт» №40 (534)
«ЛУКойл» принял решение стать глобальной транснациональной нефтяной компанией. Через десять-пятнадцать лет более половины бизнеса и инвестиций предприятие будет осуществлять вне России

На конференции для инвесторов в Нью-Йорке 18 октября «ЛУКойл» объявил о своей новой стратегии развития.

Цели, которых за десять лет собирается достичь компания, впечатляют. Капитализация должна вырасти с нынешних 66 млрд до 200 млрд долларов, объем добычи нефти — с 90 млн до 200 млн тонн, 112 млрд долларов планируется потратить на инвестиции.

Но главное, на наш взгляд, даже не эти феноменальные для России цифры. То, о чем рассказывали топ-менеджеры «ЛУКойла», — серьезное, продуманное решение. Это действительно элементы полноценной стратегии развития. Впервые наши нефтяники замахнулись на цели, которые и должны ставиться частными компаниями нефтедобывающих держав, — экспортировать не только нефть, наше естественное природное преимущество, но и нефтяной бизнес — наше настоящее конкурентное преимущество. То есть быть не просто нефтеэкспортером, а глобальной транснациональной нефтяной компанией. Основных признаков глобальности три: умение и возможность проводить геологоразведку и добычу в любых регионах мире, а не только дома, способность перерабатывать большую часть добываемой нефти, продавать полученные продукты на любых рынках мира. «ЛУКойл» поставил перед собой задачу преуспеть по всем этим направлениям. Это значит, что уже через десять-пятнадцать лет больше половины бизнеса компании и ее инвестиций будет осуществляться вне России (см., например, табл. 1). Что ж, мы хотели экспорта наших конкурентных преимуществ? Мы это получили.
Разведка и добыча

Транснациональная компания должна быть в состоянии финансировать достаточно большой объем геологоразведочных работ для воспроизводства своей сырьевой базы. Пятнадцать лет российские нефтяники в геологоразведку почти не вкладывались. Более того, восемь—десять лет назад «ЛУКойл», например, стал зачем-то сворачивать свою программу присутствия в перспективном нефтеносном регионе — на шельфе Каспия. Но вовремя одумался. Результаты интенсификации геологоразведочных работ уже есть. К 2005 году на российской части шельфа Каспийского моря «ЛУКойл» открыл в общей сложности шесть крупных месторождений нефти, одно из которых (месторождение имени Филановского) оказалось просто огромным — с извлекаемыми запасами углеводородов почти в 2 млрд баррелей. Таких крупных месторождений в России не открывали уже двадцать лет. Сейчас «ЛУКойл» ведет активные изыскания в Азербайджане на участке D-222, в Саудовской Аравии (блок A), Ираке (Западная Курна-2), Колумбии (месторождение Кондор).

Совокупные инвестиции в геологоразведку и добычу в 2007–2016 годах компания планирует увеличить до 78 млрд долларов (включая приобретения), то есть почти 8 млрд в год (см. график 1). Это очень много. Лидер мировой нефтяной индустрии американская компания ExxonMobil сейчас расходует по линии разведки и добычи 15 млрд долларов в год. Но ее высокие расходы вызваны крайне дорогостоящей морской добычей с глубоководных нефтяных месторождений.

В 2016 году «ЛУКойл» планирует добывать 4 млн баррелей нефти в день, то есть примерно 200 млн тонн в год. Сейчас столько же углеводородов добывает ExxonMobil. Пока «ЛУКойл» ведет добычу в России, Казахстане и Египте, причем на долю международных проектов приходится только 4,3% добытой нефти. В планах компании — добыча углеводородов в Венесуэле, Колумбии, Азербайджане, Иране, Ираке, Саудовской Аравии. По нашим расчетам, к 2016 году за границей «ЛУКойл» будет добывать от 25 до 40% всей своей нефти.
Переработка и сбыт

Свою капитализацию «ЛУКойл» планирует увеличить до 150–200 млрд долларов. Сейчас только три нефтяные компании в мире имеют капитализацию больше двухсот миллиардов. Это уже упоминавшаяся ExxonMobil, BP и Royal Dutch Shell (см. табл. 2). Конечно, можно вспомнить про «Газпром», чья рыночная стоимость на пике фондовой конъюнктуры доходила до 300 млрд долларов. Но то крупнейшая в мире газовая компания, являющаяся к тому же монополией. Чтобы достичь такой цели, нефтяникам нужно приложить гораздо больше усилий. Секрет нынешних мировых грандов — Exxon, BP и Shell — не в том, что они добывают больше всех нефти: национальные госкомпании стран — экспортеров нефти по этому показатели далеко обогнали их всех. Мировые транснациональные гранды не просто добывают нефть, они перерабатывают ее в конечный продукт и самостоятельно продают полученное топливо и прочие нефтепродукты на рынке. Exxon, например, перерабатывает почти в полтора раза больше нефти, чем добывает, и продает в полтора раза больше нефтепродуктов, чем производит. Хотя переработка и сбыт приносят Exxon в несколько раз меньше прибыли, чем добыча, огромные обороты компании (в 2005 году — 370 млрд долларов; между прочим, это почти в два раза больше экспортных доходов Саудовской Аравии, которая добывает нефти вдвое больше, чем Exxon) поддерживают ее высоченную капитализацию и обеспечивают независимость от нефтяной конъюнктуры.

Теперь вернемся к «ЛУКойлу». Двухсот миллиардов долларов капитализации можно достичь двумя методами. Либо пассивно ждать очередного двух-трехкратного скачка цен на нефть — до 100–130 долларов за баррель. Конечно, рано или поздно такое случится, но закладываться на это вряд ли разумно, особенно перед лицом своих западных инвесторов. Второй вариант — последовать примеру лидеров и активно развивать нефтепереработку и продажу бензина. Это направление деятельности и положено в основу развития «ЛУКойла» на ближайшие десять лет.

Компания планирует увеличить мощности по нефтепереработке с нынешних 58 млн до 100 млн тонн. Потребовалось целых 15 лет, чтобы нефтяники осознали значимость нефтепереработки в деле капитализации своего бизнеса (см. график 2) — до сих пор это направление оставалось падчерицей нефтедобычи. Правда, российским гражданам не стоит ожидать, что к 2015 году на них свалится манна от «ЛУКойла» в виде дешевого и качественного бензина. Большая часть новых НПЗ — это приобретение или новое строительство в Европе (13–16 млн тонн), Азии и Америке (10–20 млн тонн). Руководители компании прямо говорят, что в ближайшее время строительство новых НПЗ в России не планируется. «ЛУКойл» будет заниматься лишь модернизацией и расширением существующих НПЗ (предполагается в два раза увеличить технологическую сложность НПЗ и довести долю выпуска светлых нефтепродуктов — бензин, дизельное топливо, авиакеросин — с нынешних 35 до 70%). В результате структура нефтепереработки будет более сбалансированной с точки зрения ориентированности на транснациональность.

Теперь о сбыте. Сейчас у «ЛУКойла» около 5,8 тыс. автозаправочных станций, расположенных в 18 странах мира. Из них только 33,7% находится в России. На Восточном побережье США — почти 2 тыс. станций (6% местного рынка), доля рынка в 11 странах Восточной Европы и бывшего СССР составляет от 1% (в Польше) до 37% (в Болгарии). По утверждению компании, она контролирует 40% рынка bunkerage (то есть заправки топливом крупнотоннажных судов) в Турции, а также 12% рынка Кипра и 24% — Финляндии.

Очевидно, что этих достижений недостаточно для того, чтобы считаться транснациональной компанией. Насущной необходимостью «ЛУКойла» будет приобретение НПЗ в США, то есть там, где у компании уже есть множество малодоходных автозаправок. С покупкой завода и достройкой нефтеналивного терминала в северном порту Варандей бизнес в Америке станет в разы доходней. Другое явное направление экспансии «ЛУКойла» — Западная Европа, где присутствие компании было только номинальным. Стоит ожидать и здесь новых крупных приобретений (одно из них уже заявлено: «ЛУКойл» пытается купить НПЗ в Роттердаме). В ближайшие десять лет компания планирует потратить по линии переработка—сбыт более 24 млрд долларов, большая часть из которых придется на нероссийские активы.
Как ко всему этому относиться

Десять—четырнадцать лет назад крупные советские активы почти даром достались только что народившемуся частному российскому капиталу. Сколько бы ни повторяли американские политтехнологи и экономисты, что они стары, плохи и нетехнологичны, они — наше конкурентное преимущество. Мне, например, всегда кажется странным, когда Россию причисляют к развивающимся странам. Степень индустриализации прочих развивающихся стран низка, у нас же велика и сопоставима с ведущими экономическими державами. Поэтому советскими активами частному капиталу надо было просто распорядиться умело, если хотите, до них надо было просто дорасти. Мы ждали больше десяти лет, пока это произойдет. Появился амбициозный «Российский алюминий», мировой лидер индустрии. Вот теперь «ЛУКойл» примеряется к статусу глобальной нефтяной компании. А есть еще рвущиеся к мировой экспансии стальные и угольные компании. Наверное, появятся лидеры и в других отраслях. Поэтому стремление к экспорту наших конкурентных преимуществ можно только приветствовать.

Есть лишь одно «но». Погоня за лидерством, безостановочная внешняя экспансия может захватить кого угодно. И развитие внутреннего рынка может оказаться принесенным в жертву глобальной стратегии.

Вот, например, руководители «ЛУКойла» прямо заявляют, что не будут строить новые нефтеперерабатывающие заводы в России. Но страна уже начинает испытывать дефицит высокооктановых марок бензина. Решит ли эту проблему заявленная компанией реконструкция мощностей советских НПЗ, пока непонятно. Или, скажем, есть проблема непрерывного падения коэффициента извлечения нефти (КИН), которое началось с момента развала СССР. «Эксперт» спросил у Вагита Алекперова, предусматривается ли в десятилетних планах компании его увеличение. Президент «ЛУКойла» ответил в том духе, что «мы применяем самые современные способы добычи нефти». Но тогда почему КИН в России падает и почему «ЛУКойл» не публикует динамику этого показателя на своих месторождениях?


http://expert.ru/expert/2006/40/lukoyl_stanet_transnacionalnoy/

11 февраля 2010
Глава НК «ЛУКОЙЛ» Вагит Алекперов предложил президенту РФ законодательно закрепить понятие «национальная компания».
«К сожалению, сегодня уже на законодательной основе определено, что есть государственные компании на территории РФ и есть частные», — сказал в четверг Алекперов на заседании комиссии по модернизации и технологическому развитию экономики.
По его мнению, национальной должна называться компания, офис которой зарегистрирован на территории России, являющаяся налогоплательщиком РФ. При этом перерегистрация в третьи страны такой компании должна проводиться с разрешения правительства РФ.
«Тогда бы интересы нашей страны были бы не разделены понятиями государственная или частная компания», — отметил Алекперов.
Он уточнил, что разделение на государственные и частные компании присутствует, в частности, в законе о недрах.
http://ria.ru/economy/20100211/208731917.html

30 сенятбря 2011
«ЛУКОЙЛ» предлагает законодательно закрепить статус национальной компании. Об этом сообщает «Интерфакс-Украина» со ссылкой на президента компании Вагита Алекперова.

«Нефтекомпании являются крупнейшими налогоплательщиками, поэтому я удивляюсь, когда некоторые политики заявляют о необходимости национализировать недра, они итак принадлежат государству», – сказал он.
По мнению В. Алекперова, несправедливо делить компании на государственные и негосударственные. Так, например, на шельфе может работать только госкомпания, зато перед каждой компанией стоит задача выплаты налогов, отметил он.

В. Алекперов напомнил, что «ЛУКОЙЛ» в 2010 г. перечислил более 800 млрд руб. ($25 млрд) в качестве налогов, или 10% доходной части бюджета России, или 25% от его нефтегазовых доходов.

«Неужели государству выгодно терять деньги, деля на тех, кто право имеет, а не опыт и технологии?» – подчеркнул глава компании.

«Поэтому мы говорим не о разделяющем, а объединяющем термине –национальная компания. Мы намерены добиваться его законодательного закрепления», – сообщил он.

В качестве критериев, по которым компания может получить статус национальной, В. Алекперов назвал регистрацию на территории РФ и уплату налогов в бюджет России. При этом он подчеркнул, что величина уплачиваемых налогов должна быть существенной.

«Точкой отсечения может быть 5% (доходной части бюджета РФ», – уточнил глава НК. Кроме того, компания должна быть социально ответственной, финансово стабильной, иметь четко определенный уровень чистой прибыли, долговой нагрузки и свободного денежного потока, акции компании должны торговаться на российских биржах и образовывать их индексы, добавил он.

Согласно Закону РФ «О недрах», разрабатывать шельф РФ имеют право компании, в которых доля государственного участия превышает 50%. Таким образом, на данный момент «ЛУКОЙЛ» не имеет права получать лицензии на добычу на шельфе РФ.

Стратегические международные проекты «ЛУКОЙЛа» расположены в Азербайджане (Шах-Дениз и Ялам), Казахстане (Карачаганак, Кумколь), на Ближнем Востоке (Ирак, Иран), в Северной Африке (Египет). Общие запасы компании за пределами России достигают 1 млрд т нефти. В России «ЛУКОЙЛ» ведет добычу в Западной Сибири (Ханты-Мансийский ОА), Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, Предуралье и Поволжье.
http://www.oilru.com/news/280916/

— — — — — — — —
ЛУКОЙЛ
Годовой отчет 2010


http://lukoil.ru/materials/images/Oil_production/2011/oil_field_dvlm_29-37_LUKOIL_AR_2010_RUS-3.pdf

Справочник аналитика 2011

http://lukoil.ru/materials/doc/Books/2010/DB/db2010rus.pdf

Уроки Ливии для российских нефтегазовых компаний

Первое объяснение, которое может прийти в голову: события в Ливии, безусловно, спровоцированы нефтяным фактором, и основные участники этого конфликта — государства НАТО, и прежде всего Италия, Франция и США — конечно, рассчитывают на то, что им удастся получить гораздо более лояльное руководство и, соответственно, контролировать ливийскую нефть и увеличить ее поставки на мировой рынок.

Но бывшего ливийского диктатора нельзя назвать врагом европейцев. Более того, европейцы пошли на сделку с Каддафи, когда отказались «лепить» из него террориста и закрыли глаза на теракт в небе над Шотландией. Муамара Каддафи с удовольствием принимали в европейских столицах, а он открыто издевался над хозяевами (как было, к примеру, во время визита Каддафи во Францию, когда его издевательства над Саркози были отмечены французскими газетами). Это не мешало ЕС получать нефть от Ливии.

Конечно, сейчас можно сказать, что с новым руководством в Ливии будет проще общаться. Но повторю еще раз: нефть от Каддафи у европейцев была и так, и они во многом проекты на территории Ливии контролировали. Муамар Каддафи — это в делах не Уго Чавес: тот вообще выгнал все иностранные компании из Венесуэлы. И если сперва в Венесуэлу российские компании заходили через самого Чавеса, то, например, в Ливию попадали через иностранные компании. Так, «Газпром нефть» получила долю в проекте Elefant через Eni, а вовсе не через Каддафи. Теперь Ливия превращается в хаос. Страна будет неуправляемой, возможно, в течение нескольких лет. Не исключен даже раздел этого государства, если учесть, что там имеет место быть племенная структура.

Кстати, России хаос в Ливии только выгоден. Как ни крути, все-таки Ливия России конкурент на мировом рынке нефти и потенциально сильный конкурент на европейском рынке газа. Напомню, что Ливия в прошлом году произвела 77,5 млн тонн нефти, и почти все было поставлено на экспорт. Это довольно серьезные объемы. По газу ситуация более благоприятная: Ливия поставляла в 2010 году чуть менее 10 млрд кубометров газа в Италию и символический объем СПГ в Испанию, но это потенциально был крупный производитель. Италия при помощи ливийского фактора в том числе добилась уступок по контрактам у «Газпрома». Таким образом, убирая Ливию на несколько лет с энергетической карты мира, мы получим определенные бонусы.

На основании чего мы предполагаем, что в течение нескольких лет Ливия не сможет оставаться даже на уровне 2010 года? Очень просто. Давайте посмотрим на ситуацию в Ираке. Очень похожая история: диктатора меняли при помощи западных войск. К чему это привело? Сравнив показатели 2001 года и 2003 года, в начале которого началась военная операция, мы увидим, что добыча нефти в Ираке упала в два раза — практически на 60 млн тонн. Прошло восемь лет, и только сейчас Ирак выходит на объем добычи, который был в 2000–2001 годах. Таким образом, восемь лет оказались потеряны для нефтяной индустрии Ирака, и только сейчас отрасль начинает оживать. Не исключено, что то же самое будет с Ливией. И для России это хорошо.

Второй вопрос заключается в том, послужат ли события в Ливии уроком нашим нефтяным компаниям, которые мечтали в рамках странной стратегии глобализации залезть везде, в том числе в Ливию. Хотелось бы, чтобы ливийская история имела отрезвляющие последствия. Мне кажется, опасно и непродуманно было бы бежать к новому руководству Ливии со словами: «Мы санкции-то поддерживали, мы душой за вас были! Можно нам вернуть контрактики, и мы будем в вас вкладывать денежки?» Я вообще противник этой странной игры в глобализацию, когда российские нефтяные компании бегают по миру, и вместо того чтобы инвестировать в Восточную Сибирь, в российский шельф, о котором столько разговоров, вкладывают деньги в Ливию, в Венесуэлу, в черную Африку и прочие весьма экзотические и политически неустойчивые регионы. Кстати, снова вспомним пример Ирака: еще в 1997 году «ЛУКойл» получил лицензию на добычу в рамках крупного проекта Западная Курна-2. Сейчас «ЛУКойл» вернулся в этот проект в рамках международного консорциума. Можно, конечно, сказать, что, несмотря на имевшиеся риски, «ЛУКойл» по-прежнему в добыче. Но тут есть несколько очень любопытных нюансов: во-первых, лицензию у российской компании отобрало еще правительство Саддама Хусейна в декабре 2002 года по той причине, что вместо того чтобы начать добычу, «ЛУКойл» пошел к американцам и стал вести переговоры о подключении американской компании к проекту. А в Ливию мы, получается, вошли буквально накануне свержения режима Каддафи. Поэтому тут просто физически будет меньше шансов получить лицензии. Можно только потерять и время, и деньги.

Второй момент еще более важен. Допустим, вернемся мы в Elefant и в другие ливийские проекты, но эффективна ли эта стратегия вложения в ту же самую Курну? Вот «ЛУКойл» ближайшие четыре-пять лет должен инвестировать в проект порядка 5 млрд долларов, при том что условия работы там далеко не шоколадные. Там установлен предельный уровень добычи, на который компании нужно выйти, — 120 тыс. баррелей в сутки, и только после превышения этого предела консорциум будет получать премию в размере 1,15 доллара за баррель. Цифры не такие уж фантастические, а объем инвестиций достаточно приличный. Так вот, если мы будем такие суммы по 4–5 млрд вкладывать в проекты в Ираке, в Ливии, в Венесуэле, потом, наверное, не придется удивляться, что у нас недоинвестирована Восточная Сибирь и российский шельф, а мы все принимаем какие-то программы, нацеленные на рост добычи в государстве.

Может быть, мы все-таки определенные позитивные уроки из ливийской истории извлечем и больше не будем бегать по миру в поисках мифической глобальности.
http://expert.ru/2011/08/22/livijskaya-istoriya-prepodnosit-nam-horoshij-urok/