Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
|
[Первая страница] [О компании] [Оборудование] [Нефтегазовая вертикаль] [Регистрация] [Пишите нам] |
По оценкам, суммарные доказанные запасы нефти Каспийского региона не превышают 3% мировых, а финансовые потребности на их разработку — как минимум 8—10% от прогнозируемых мировых капиталовложений в разведку и добычу нефти. Оптимизация рисков финансирования требует примерно паритетного уровня этих двух показателей, и потому маловероятно, что все намечаемые проекты освоения углеводородного потенциала региона смогут быть профинансированы в полном объеме.
Инвестиционные притязания Каспия
Спрос на инвестиции в разработку углеводородных ресурсов Каспия
Стратегическое значение любого нефтегазового региона заключается в объемах запасов его энергоресурсов и местоположении. С этих позиций размер запасов углеводородного сырья в значительно меньшей мере определяет значение Каспийского региона, нежели его географическое положение, которое определяется двумя стратегически важными особенностями. Во-первых, регион находится между основными, как сегодня, так и в перспективе, рынками сбыта нефти и нефтепродуктов (Европа и Азия), и во-вторых, занимает промежуточное положение между регионами, являющимися ведущими поставщиками жидкого топлива (Ближний и Средний Восток, Северная Африка, Россия) на рынки Восточного полушария.
Что касается углеводородного сырья, то в контексте данной статьи нас интересуют не столько оценки общего ресурсного потенциала Каспийского региона (то есть величина запасов нефти и газа, которые могут быть вовлечены в разработку в обозримом будущем), сколько “доказанные извлекаемые запасы” разведанных месторождений, оценки которых дают возможность рассчитать, хотя бы приближенно, стоимостные показатели добычи каспийской нефти и ее доставки на рынок.
Ресурсы и запасы углеводородов
По оценкам различных западных источников, доказанные извлекаемые запасы нефти региона (что, по мнению большинства экспертов, эквивалентно запасам категорий А+В или А+В+С1 по российской классификации) составляют примерно 2—4 млрд тонн (см. Доказанные запасы нефти в мире и на Каспии и Ресурсы нефти и газа государств Каспийского региона...). В мировом масштабе это сравнимо с величиной запасов Северного моря и почти в 25—50 раз меньше, чем в государствах Ближнего и Среднего Востока (БСВ), в недрах которых содержится 90— 100 млрд тонн, или более двух третей мировых доказанных запасов. Очевидно, что располагая доказанными запасами в 1,3—2,6% от мировых, Каспийский регион в принципе не может стать “вторым Персидским заливом”. Тем не менее его роль в энергоснабжении Западной Европы может на короткий промежуток времени оказаться весьма значительной: в начале будущего века ожидается начало падения добычи нефти в Северном море, и по мере истощения североморских месторождений спрос на замещающую (в том числе каспийскую) нефть в Европе будет расти.
Конечно, на сегодня геологическая изученность прикаспийского региона, особенно в морской его части, которую можно причислить к категории “нового” нефтегазоносного района, значительно ниже, чем “старых” добывающих районов. По мере дальнейшего развертывания поисково-разведочных работ и с началом добычи будет происходить уточнение оценок запасов как отдельных место рождений, так и нефтегазового потенциала всего Каспийского региона.
Чем дальше в лес, тем меньше...?
Вопрос в том, в каком направлении они будут уточняться? На наш взгляд, в сторону уменьшения. Тому есть две причины.
Первая. Недра Каспийского региона еще с советских времен достаточно хорошо изучены на нефтегазоносность. В результате выполнения единого комплекса геологоразведочных работ, осуществленных еще до 1992 года, под дном Каспия были установлены богатые ресурсы углеводородов (не менее 10—12 млрд т у.т.). Новые экспертные геологические оценки потенциальных ресурсов нефти и газа Каспийского моря показали, что они могут составить около 20 млрд т у.т. На акватории Каспия выявлено более 250 локальных структур, 47 из них было подготовлено к бурению, на 27 объектах проводилось глубокое разведочное бурение, открыто 20 нефтяных и газовых месторождений. Только при высокой геологической изученности каспийских недр можно было, во-первых, в свое время оценить сравнительную экономику освоения этого региона как менее предпочтительную (с учетом отсутствия в то время в стране необходимых технологий разработки глубоководных морских месторождений) по сравнению с разработкой западносибирской нефти, и затем, по мере истощения западносибирских месторождений, увязать перспективы наращивания добычи (в первую очередь морской нефтедобычи) в СССР главным образом с Каспием.
Таким образом, в основе всех нынешних представлений о прогнозных ресурсах региона лежат достаточно надежные оценки, и ожидать их кардинального пересмотра в сторону повышения не приходится.
Вторая. Оценки доказанных запасов нефти в Каспийском регионе в настоящий момент следует считать завышенными. В этом заинтересованы сами прикаспийские государства, которым необходимо привлечь внимание потенциальных иностранных инвесторов. Это выгодно и западным странам, которые стремятся поддерживать у руководства государств Каспийского региона убежденность в возможности проведения самостоятельной экономической политики на основе будущих финансовых поступлений от эксплуатации собственных природных ресурсов. Отсюда заявления о “новом Кувейте”, “новом Персидском заливе” и т.п.
Так, сводные американские оценки ресурсов углеводородов четырех прикаспийских государств — Азербайджана, Ирана, Казахстана и Туркменистана, равные 51,2—57,1 млрд т у.т., примерно в 4 раза превышают соответствующие российские оценки по максимальному варианту (15,9 млрд т у.т.). Более того, американские оценки ресурсов одной лишь нефти (35,2—37,9 млрд т у.т.) вдвое превышают российские по сумме нефти и газа (18,1 млрд т у.т.) (см. “Ресурсы нефти и газа государств Каспийского региона... ”).
Вероятно, можно ожидать, что в скором времени, когда политические соображения отойдут на второй план и начнется серьезная экономическая оценка каспийских проектов, произойдет корректировка величины углеводородных запасов региона в сторону их снижения, особенно на стадии организации проектного финансирования разработки месторождений. Финансовые институты являются наиболее консервативными субъектами предпринимательской деятельности, старающимися свести к минимуму риски невозврата кредитных ресурсов. Поэтому банковская экспертиза является, как правило, самой жесткой, склонной занижать оценку ресурсной базы, лежащей в основе представленных для получения финансирования бизнес-планов (проектов разработки месторождений).
Ресурсная цена раздела Каспия
Подавляющая часть ресурсов региона сосредоточена в недрах двух стран —Азербайджана и Казахстана. Неравномерность их распределения в недрах под акваторией Каспия является объективной причиной разногласий в вопросе определения правового статуса Каспийского моря. В зависимости от различных вариантов делимитации Каспия меняется и объем углеводородных ресурсов, приходящихся на долю отдельных стран. Цена вопроса велика, особенно для Ирана, Казахстана и России. Так, по расчетам Министерства природных ресурсов РФ, при различных вариантах раздела дна Каспийского моря в соответствии с пятью основными принципиальными подходами, максимальные и минимальные оценки ресурсов нефти и газа (при средних плотностях прогнозных ресурсов), приходящихся на долю отдельных прикаспийских государств, варьируют в следующих диапазонах: для Азербайджана — 7%, для Ирана— 147% (в 2,47 раза), для Казахстана — 117% (в 2,17 раза), для России — 110% (в 2,1 раза), для Туркмении — 21% и в целом по Каспию — 19% (см. Сводная информация по оценке ресурсов нефти и газа...). Этот диапазон максимален, а значит и последствия выбора окончательного решения наиболее значительны для России и Казахстана. Однако, на наш взгляд, нерешенность правовых вопросов сможет лишь затормозить, но не помешать освоению нефтегазовых ресурсов Каспия.
Сколько нефти можно добыть?
Для анализа производственных возможностей по добыче нефти в Каспийском регионе нами был построен график добычи нефти по отдельным странам на ближайшие 20 лет — на период до 2018 года (см. Прогноз возможностей по добыче нефти на Каспии). Методика расчета основана на переложении динамики добычи нефти на аналогичных месторождениях в других странах на проекты на Каспии исходя из величины оценок доказанных извлекаемых запасов отдельных каспийских месторождений.
В расчетах по Азербайджану (см. Прогноз возможностей по добыче нефти по новым азербайджанскиим проектам) использовались данные по первым четырем проектам из числа девяти, по которым на сегодня подписаны соглашения о разведке и разработке с нефтяными компаниями: Азери—Чыраг—Гюнешли (доказанные извлекаемые запасы нефти и конденсата 520 млн т), Карабах (85 млн т), Шах-Дениз (300 млн т), Дан Улдузу—Ашрафи (140 млн т).
Остальные пять проектов, по которым устойчивые оценки доказанных запасов пока отсутствуют, на данной стадии исследования в расчеты не включены. Таким образом, данные по добыче нефти в Азербайджане касаются только первой фазы освоения нефтяных месторождений каспийского шельфа страны.
Прогноз добычи в Казахстане (см. Прогноз возможностей по добыче нефти по новым казахстанским проектам) основан на скорректированных нами оценках добычи жидкого топлива из месторождений на суше (Тенгиз, Карачаганак и более мелкие — Кумколь, Узень и др.), и, начиная с 2004 года, ожидаемой добычи на шельфе. Официальные (правительственные) оценки прогнозных уровней добычи нефти в стране нам представляются завышенными и потому в основу настоящего прогноза положены не были
Отсутствие Туркменистана в расчетах поставок нефти на мировой рынок объясняется тем, что мы исходим из предположения, что в анализируемой перспективе нефтяная отрасль этой страны будет ориентирована в первую очередь на внутренний рынок.
Расчеты показали, что уже к концу первого десятилетия будущего века один Азербайджан, только в рамках первой фазы освоения каспийских месторождений, может выйти на уровни добычи порядка 60 млн т нефти в год. К этому же времени добыча в Казахстане могла бы достичь 120 млн т/год. Таким образом, прирост добычи нефти в регионе может в принципе достичь 180 млн т (речь идет только о потенциальных добывающих возможностях Каспия, без учета пропускной способности экспортных трубопроводов и емкости рынков). В дальнейшем уровень добычи прикаспийских государств будет определяться темпами освоения казахстанского шельфа, добыча на котором будет в значительной степени компенсировать ее падение на месторождениях на суше. Таким образом, “технически” возможный уровень добычи нефти на Каспии весьма значителен. Возможные “экономические” ограничения становлению Каспия как новой нефтедобывающей провинции связаны с тем, будут ли востребованы рынком такие объемы поставок нефти из этого региона, и если да, то смогут ли проекты разработки и транспортировки каспийской нефти быть обеспечены требуемым объемом инвестиций.
Инвестиционный спрос и возможности его удовлетворения
Проведенные нами расчеты показали, что совокупный уровень спроса на инвестиции только впервую фазу освоения каспийской нефти может составить не менее 60—70 млрд долл. При этом более 80% указанных средств будет направлено в добычу (примерно равными долями в азербайджанский и казахстанский сектора), остальное — в системы ее транспортировки (см. Расчетные уровни совокупного спроса...).
Каковы перспективы удовлетворения этого спроса? Отметим, что вопрос этот следует рассматривать в двух плоскостях: во-первых, совокупный спрос на инвестиции (исходя из оценок его среднегодовых значений) и, во-вторых, уровень пикового инвестиционного спроса (исходя из динамики инвестиционного спроса по конкретным проектам).
С начала 90-х годов среднегодовой уровень инвестиций в разведку, разработку и добычу нефти в мире составлял 80 млрд долл. Исследование перспектив финансирования мировой энергетики, выполненное под эгидой Мирового Энергетического Совета (МИРЭС), на ближайший пятилетний период повышает этот уровень до 100—120 млрд долл. в год или максимум 600 млрд долл. за пятилетие. Из этой суммы примерно 400 млрд долл. будет потрачено международными нефтяными компаниями, 100 млрд долл. — странами ОПЕК и остальные 100 млрд долл. — государствами СНГ, Китаем и другими странами.
Наиболее вероятной “инвестиционной нишей”, в рамках которой могут быть найдены необходимые для освоения каспийской нефти капиталовложения, явятся объемы финансирования, осуществляемые международными нефтяными компаниями. Большинство государств ОПЕК (вторая группа инвесторов) проводят политику самофинансирования собственной добычи, да и маловероятно, чтобы они стремились инвестировать в наращивание нефтедобычи потенциального конкурента, каковым для них является Каспий. Финансы третьей группы — это главным образом государственные финансы, которые будут преимущественно направляться на наращивание национальной нефтеразведки и нефтедобычи (пожалуй, за исключением Китая, активно инвестирующим во внешние источники поставок нефти в страну).
Итак, конкурентная ниша, в пределах которой пойдет борьба за инвестиции в каспийскую нефть, может составить около 90 млрд долл. в год, или 900 млрд долларов за весь период инвестиционного цикла по освоению каспийской нефти, который оценивается примерно в 10 лет. Спрос на инвестиции в каспийскую нефть в течение этого периода, оцененный в 60—70 млрд долл., составит 7—8% от этой суммы.
Эта цифра почти в три раза превышает долю каспийского региона в мировых доказанных извлекаемых запасах нефти. Принимая во внимание, что доказанные запасы месторождения (эквивалентные накопленной добыче за весь срок реализации проекта) в совокупности с правом пользования недрами рассматриваются в качестве наиболее ликвидного актива под привлекаемые для освоения месторождения кредитные ресурсы, такое соотношение означает, что возможности обеспечения заемных средств за счет внутренних ресурсов самого проекта составляют всего 1/3. А это существенно ограничивает перспективы организации проектного финансирования, если исходить из естественного стремления международных нефтяных компаний как стратегических, а не спекулятивных инвесторов, проводить сбалансированную политику капиталовложений в разные регионы для уравновешивания рисков и ожидаемых доходов в целом по компании.
Иначе говоря, в целях оптимизации рисков финансирования, осуществляемого нефтяными компаниями в основном за счет заемных средств на основе техники проектного финансирования, доля региона в мировых капиталовложениях не должна существенно отличаться от его доли в мировых доказанных запасах.
В период пикового спроса на инвестиции это соотношение еще более усугубится не в пользу региона. Как известно, проблема “прохождения пиков” является одной из наиболее трудных экономических задач. Пик инвестиционного спроса на разработку и добычу нефти в Азербайджане (первая фаза) приходится на 2001 юд (6 млрд долл./год), в Казахстане — на 2004 год (7 млрд долл./год). Общий пик спроса на инвестиции в добычу на Каспии (без транспортировки) приходится на 2003—2004 гг.
Его расчетная величина, составляющая 8—9 млрд долл. в год, эквивалентна уже не 7—8%, а 10% от ожидаемого мирового объема инвестиций в нефтедобычу в пределах рассматриваемой конкурентной ниши (80—90 млрд долл./год), что еще больше ухудшает перспективы проектного финансирования каспийских проектов.
Принимая во внимание удаленность Каспийского региона от основных центров потребления жидкого топлива и необходимость строительства протяженных магистральных нефтепроводов, объем инвестиций в транспортировку каспийской нефти также будет являться критическим показателем при определении масштабов освоения нефтегазовых ресурсов в этом регионе. Для различных сценариев первой фазы освоения месторождений соотношение инвестиций в добычу и в транспортировку составляет от 7:1 до 4:1. По мере ввода в разработку месторождений второй фазы (пять азербайджанских проектов, не учтенных в расчетах настоящего этапа исследования, по которым подписаны соглашения с инвесторами, незаконтрактованные месторождения и т.д.) доля капиталовложений в транспортировку в совокупных инвестициях будет несколько снижаться. Будет она снижаться и по мере замедления (отсрочек) реализации проектов по вводу в разработку новых каспийских месторождений.
По нашим расчетам, максимальный уровень спроса на инвестиции в добычу и транспортировку каспийской нефти приходится на период 2001—2004 гг. в объемах 8,5—10 млрд долл./год.
Если говорить о “пиковых значениях” совокупного инвестиционного спроса (добыча плюс транспортировка), то в целом по Каспию инвестиции в транспортировку не будут существенно увеличивать их уровни. Однако для каждой из стран их роль будет различна: для Азербайджана, где фаза инвестирования в транспортные схемы накладывается на пик инвестиционного спроса в добычу, эта проблема будет более существенна, чем для Казахстана, где инвестиции в транспортировку опережают пик инвестиционного спроса в добычу.
Тем не менее, проблема прохождения “пика инвестиционного спроса” остается весьма острой. На наш взгляд, даже во время первой фазы освоения каспийской нефти организация финансирования в достаточном объеме и на приемлемых условиях столкнется с серьезными трудностями. Возможно, что какая-то часть прорабатываемых сегодня каспийских проектов просто не сможет быть профинансирована в нынешних условиях. В этом случае не исключено, что они завязнут на стадиях уточнения оценок запасов, пересчета ТЭО, проведения дополнительных переговоров и т.п. на неопределенный срок, необходимый компаниям для того, чтобы, не начиная финансирования, вывести их жизненные циклы за пределы фазы депрессивного спроса на нефть на мировом рынке.
Из наших расчетов следует еще один вывод: инвестиционные ограничения работают на затягивание, еще большее замедление освоения Каспия, чем это представлено в сценариях первой фазы, и тем более, в “официальных” прогнозах уровней добычи нефти в регионе. Это связано с тем, что раннее наращивание добычи создает избыток ее предложения с понижательным давлением на цены и дополнительный опережающий спрос на инвестиции, что, как следствие, ведет к удорожанию цены заимствований или вообще к частичному неполучению финансирования в условиях низких цен и при завышенной доле Каспия в инвестиционном спросе.
Шансы конкурентов
Как соотносятся уровни и объемы спроса на инвестиции в каспийскую нефть и в конкурентные нефтяные проекты? Приведем некоторые последние опубликованные, к сожалению, несистематизированные оценки, дающие представление хотя бы о порядке этих цифр, например, для государств ОПЕК, России и мирового шельфа.
ОПЕК. По оценке лондонского Центра Глобальных Энергетических Исследований, на поддержание добычи и наращивание пиковых мощностей в период до начала будущего столетия шести основным странам ОПЕК зоны Персидского залива (Ирак, Иран, Катар, Кувейт, ОАЭ, Саудовcкая Аравия) требуется 53 млрд долл. или 6,5 млрд долл./год.
Россия. По нашим расчетам, спрос на инвестиции в конкурентные для каспийской нефти проекты в России (Тиман-Печора и Сахалин) составляет 42 млрд долл. или порядка 3,5-4,0 млрд долл./год. Совокупный уровень спроса на инвестиции только в те нефтегазовые проекты России, которые Правительство РФ готово было предложить инвесторам для разработки на условиях соглашений о разделе продукции, составляет, по нашей оценке, 130—140 млрд долл. или от 13—14 до 22—23 млрд долл./год.
Шельф. По оценке журнала Euroil, в период 1997—2001 годов совокупный объем мировых капиталовложений в разведку и добычу нефти на шельфе составит почти 200 млрд долл., то есть порядка 40 млрд долл. ежегодно.
Понятно, что инвестиционный спрос ни одного из нефтедобывающих регионов не может быть удовлетворен в полном объеме. Поэтому встает вопрос, куда и в каких количествах потоки финансовых ресурсов будут в конечном итоге направлены. И в этих условиях Каспийский регион является всего лишь одной из нескольких альтернатив.
Как уже отмечалось, представляется маловероятным, что регион с доказанными запасами, не превышающими 3% от мировых, сможет привлечь неадекватные суммы инвестиций, доля которых в мировом объеме капиталовложений в разведку и добычу в 3—4 раза превышает этот показатель. Слишком велики и необоснованны будут риски финансирования рассматриваемых проектов и угрожающе велика вероятность обвала мирового рынка в случае их реализации, в результате чего расчетная окупаемость инвестиций в эти проекты может (в финансовом смысле) не наступить никогда.