Нефтегазовая отрасль России. Инвестиционный аспект

1
Доцент кафедры МЭО и ВЭС
Ружинская Т.И.
ДОКЛАД «ИНВЕСТИЦИИ В РОССИЙСКИЙ ТЭК»
В последнее десятилетие в топливно-энергетическом комплексе
России, как и во всей экономике страны, в значительной степени
осуществлены и продолжают осуществляться коренные преобразования,
связанные с переходом к рынку. Отменены жесткие рамки планирования из
центра объемов и технико-экономических показателей производства,
полностью прекращено финансирование капитальных вложений в развитие
отрасли из бюджета, произошло преобразование государственных
предприятий в акционерные общества.
Существующие в настоящее время уровни добычи углеводородов не
являются оптимальными для России, и в последующие годы намечается их
подъем. Наращивание объемов добычи вне всякого сомнения будет
сопровождаться освоением новых месторождений, расположенных в
труднодоступных районах, с суровыми природно-климатическими
условиями, а также на шельфе арктических морей. Освоение таких
месторождений потребует новых значительных капитальных вложений.
Сформировавшиеся в настоящее время крупные российские нефтяные
компании уже способны самостоятельно финансировать многие проекты,
привлекая для этого как собственные средства, так и кредиты российских и
иностранных банков. Об этом свидетельствует наметившаяся в последнее
время тенденция приобретения новых активов такими компаниями как ТНК,
Лукойл, Роснефть, а также создание российских совместных предприятий
(ЗАО «Севморнефтегаз», 50%Х50% Роснефть и Газпром) для освоения газонефтяных месторождений в арктических районах России. Тем не менее, для
развития топливно-энергетического комплекса в целом и, в том числе,
нефтяной промышленности необходим значительный приток иностранных
инвестиций.
В последние годы цена на нефть стала важным финансовым индикатором
состояния мировой экономической системы. Рост инвестиционной
привлекательности нефтяных фьючерсных контрактов и производных от них
финансовых инструментов вызвали приток на нефтяной рынок значительных
объемов капитала и способствовали его трансформации из товарносырьевого рынка в сегмент финансового рынка.
В период 2001-2008 гг. нефть стала своего рода «мировой валютой»,
которая стабилизировала процессы в реальной экономике. Нефтяной рынок
приобрел высокую волатильность, свойственную финансовым рынкам, с
резкими колебаниями цен при относительно плавном изменении реального
спроса на нефть (рис. 1). Эта волатильность является одной из угроз
глобальной энергетической безопасности, так как она оказывает
существенное влияние на экономику производителей и потребителей сырья,
на инвестирование в нефтегазовый сектор и на всю мировую финансовую
2
систему. Особую актуальность эта проблема приобрела на стадии ценового
пика и последующего краха цен в середине 2008 г. в условиях
разразившегося мирового финансового кризиса.
Мировой спрос и цена нефти, 2004-2008
В условиях высокой волатильности конъюнктуры мирового нефтяного
рынка с резким всплеском цен до 150 долл. за барр. в первой половине 2008 г.
и последующего падения до 35 долл. к концу года, вызванного мировым
финансовым кризисом, особое значение имеет понимание факторов
динамики нефтяного рынка и создание действенной модели, на основе
которой возможно осуществить прогноз цен на нефть. Такая модель была
создана нашими экспертами.
В периоды сравнительно низких мировых цен на нефть и низкой маржи
спекулятивных сделок (1996-2000 гг.) определяющими становятся
фундаментальные факторы спроса и предложения. В то же время
среднесрочная тенденция роста цен в 2003-2008 гг., обусловленная ростом
спроса, привела к увеличению влияния финансового фактора, что
автоматически отразилось в модели.
Рост спекулятивной составляющей в ценах на нефтяные фьючерсы
ограничен отрицательным влиянием цен на макроэкономическое состояние
ведущих экономик, в первую очередь США. Допустимый пороговый уровень
цен для американской экономики был оценен в 140-150 долл./барр..
Модельные прогнозы, выполненные в 2006 г., показали, что этот
уровень будет достигнут в первой половине 2008 г., после чего ожидается
падение цен, что и произошло в действительности.
В с илу вышесказанного выявляется необходимость исследования темы
привлечения и функционирования иностранных инвестиций в нефтяную
промышленность России. Инвестиции обеспечивают воспроизводство
основных фондов, расширяют производство. Инвестиции создают новые
предприятия, модернизируют уже функционирующие. Инвестиции
оказывают оздоровляющий эффект на экономику, путем создания новых
рабочих мест решают проблему занятости населения, расширяют налоговую
базу, соответственно повышают доходы как региональных, так и
федерального бюджетов. В условиях глубокого инвестиционного кризиса
отрасли, который явился следствием общеэкономического кризиса в стране и
структурного кризиса капиталоемких отраслей топливно-энергетического
комплекса, важнейшую роль приобретает поиск оптимального механизма
инвестирования в нефтяную отрасль.
Для решения поставленной задачи рассматривается возможность
применения известных в мировом хозяйстве форм договорных отношений
между инвестором и принимающей стороной в сфере нефтедобычи. На
примере СП (совместных предприятий, концессионных соглашений,
сервисных
контрактов).
Особое
внимание
уделяется
описанию
инвестиционного процесса на базе соглашений о разделе продукции (СРП).
К основным стимулирующим финансовым механизмам относятся:
снижение количества уплачиваемых инвестором налогов, возможность
3
возмещения затрат, понесенных в процессе реализации проекта, высокая
степень стабильности условий соглашения фиксируемых на весь срок
реализации проекта.
Виды иностранных инвестиций.
Детальный анализ необходимости привлечения прямых частных
иностранных инвестиций. Ввиду того, что задействовать другие источники
либо невыгодно для предприятий, осуществляющих инвестиции, либо
невозможно при нынешней экономической ситуации, именно эти инвестиции
привлекают сейчас наибольшее внимание как на уровне предприятий и
регионов, так и на макроэкономическом уровне.
Классификация известных в мировой практике источников инвестиций
отражена в таблице 1 .
Таблица 1
Виды возможных источников инвестиций
Источники
инвестиций
Государственные
Внутренние
Внешние
1.Централизованные
капиталовложения
2.Кредиты Центробанка
3.Собственные средства
госпредприятий
1.Доходы от экспортной
деятельности
2.Межгосударственные
кредитные соглашения
3.Иностранная
техническая помощь
Негосударственные 1.Частные
прямые 1.Частные
прямые
инвестиции
инвестиции
2.Кредиты коммерческих 2.Кредиты коммерческих
банков
банков
3.Реинвестиции
из
прибыли
российских
предприятий, вывезенной
на Запад
Концессионные соглашения.
Не секрет, что главный аргумент политических противников
привлечения иностранных инвестиций - это угроза национальному
суверенитету,
«распродажа»
российской
собственности
западным
компаниям. Нельзя сказать, чтобы мировая история вообще не давала повода
для таких опасений. Известна такая форма взаимоотношений между
государствами - собственниками природных ресурсов, как концессионные
соглашения.
4
Формально концессия - это особый род долгосрочной аренды и
является согласием государства уступить полностью или частично свои
права на определенную сферу экономической деятельности (в данном случае
- на эксплуатацию недр) в пользу местного или иностранного юридического
лица. Традиционные концессионные соглашения в большинстве случаев
заключались между крупными сырьевыми корпорациями с одной стороны и
колониальными или зависимыми странами - с другой. Заключались они на
явно невыгодных для принимающей страны условиях. Концессиями иногда
охватывались огромные пространства, равные всей или почти всей
территории государства; предусматривались очень долгие сроки действия
концессий (до 80 лет); за иностранной компанией закреплялись монопольные
права на владение полезными ископаемыми, определение объемов добычи,
направления и условий экспорта, а также условий найма рабочей силы.
Отсутствовали какие-либо обязательства компании-концессионера по охране
окружающей среды, обучению местного персонала и передаче технологий.
Компания полностью освобождалась от налогообложения и обладала полной
свободой перевода за границу всех прибылей. Права же принимающей
страны фактически сводились к получению фиксированных платежей роялти, - не зависящих от уровня прибыли компаний и гораздо меньших, чем
их доходы.
За последние несколько десятилетий по мере обретения и укрепления
независимости нефте- и минералодобывающих стран и усиления их борьбы
за свои интересы условия и формы деятельности иностранных инвесторов
изменились в корне. В чистом виде концессионные соглашения уже давно
нигде не встречаются. Этот факт политические противники привлечения
иностранных инвестиций почему-то упускают из вида. В 60-70 годы был
закреплен принцип суверенитета всех государств над их природными
ресурсами. Одновременно начался переход к неконцессионным формам
привлечения иностранного капитала.
Концессии еще продолжают действовать в ряде стран мира, но в таких
модификациях, которые по многим параметрам приближают их к другим
типам соглашений. Короче стали разведочный и эксплуатационный периоды;
меньше размеры площадей концессий; предусматривается обязательный
возврат части территорий до истечения срока действия соглашения. Обычно
строго оговаривается уровень капиталовложений с разбивкой по годам;
устанавливается минимальный объем тех или иных видов работ.
Иностранный партнер несет обязательства по найму и обучению рабочей
силы, по охране окружающей среды. Принимающей стране, как правило,
принадлежит право устанавливать цены на сырьевую продукцию, а также
осуществлять надзор и контроль за деятельностью компании-концессионера.
Право собственности на обнаруженное месторождение остается за
принимающей страной, а собственником средств производства и добытого
сырья является иностранный партнер. Компания-концессионер выплачивает
государству роялти (в размере обычно не менее 12,5% от общей стоимости
продукции), а также налог на прибыль.
5
Совместные предприятия.
Начиная с 50-х годов, в добывающих отраслях получили развитие
смешанные компании (joint ventures), которые в российской практике
получили название совместные предприятия.
В совместном предприятии (СП) доля принимающей страны (в лице
государственной компании) в уставном капитале обычно не менее 50%. В
ряде случаев эта доля поначалу может быть меньше, но затем по мере
увеличения добычи возрастает до 50% и более. В СП иностранный партнер
обычно самостоятельно финансирует геологоразведочные работы, однако СП
может быть создано и для разработки уже открытых месторождений, а также
месторождений, добыча на которых неэффективна для самой
государственной компании принимающей страны. Если к концу
геологоразведочного периода запасы нефти не обнаружены, соглашение
прекращает действовать, и расходы не возмещаются.
При благоприятном исходе геологоразведочных работ национальная
компания вносит иностранному партнеру свою долю затрат на них (обычно
после начала коммерческой добычи). C этого момента национальная
компания финансирует обустройство и эксплуатацию месторождения
пропорционально своей доле в уставном капитале. При этом в качестве
вклада принимающей страны могут быть зачтены уже имеющиеся
производственные мощности, инфраструктура, различные геологические
данные и т. д. Кроме того, иностранный партнер может передать государству,
в котором он действует, часть акций как бы в кредит в счет будущих выплат
роялти и налогов. В некоторых случаях предусматривается бесплатная
передача части акций принимающей стране. Собственные капитальные
затраты иностранного партнера на разведку и обустройство месторождений
возмещаются СП в течение определенного периода после начала
коммерческой эксплуатации из амортизационных отчислений.
Собственность на оборудование, сооружения и добытое сырье делится
пропорционально доле участия в уставном капитале СП. При этом почти все
соглашения предусматривают возможность реализации части продукции,
принадлежащей национальной компании, иностранным партнером за
соответствующее комиссионное вознаграждение.
В рамках СП доходы принимающей страны складываются из трех
основных источников:
 прибыли от реализации своей доли продукции;
 роялти;
 налога на прибыль иностранного партнера.
Т. о., при 50% доле в СП, 12% роялти и 24% налоге на прибыль
принимающая страна получает 70% всех прибылей СП.
По характеру производственной деятельности все СП распадаются на
две группы:
1. СП по разведке и разработке нефтяных месторождений
2. Сервисные СП, в т. ч.:
6
предоставляющие услуги по интенсификации добычи:

предоставляющие экологические услуги (утилизация и
переработка нефтяных шлаков, ликвидация последствий аварийных разливов
нефти, утечек нефти и нефтепродуктов, улавливание легких углеводородных
фракций).
Нужно отметить, что правовая неясность, существовавшая по ряду
ключевых вопросов функционирования СП, объективно вела к появлению
конфликта интересов между иностранным и российским учредителями СП,
при естественном желании иностранного партнера максимизировать
дисконтированный поток наличности при минимизации своих затрат в
пределах схем, не запрещенных действующим законодательством. В ряде
случаев это приводило к такой трансформации схем инвестирования, что
цели, преследуемые российскими учредителями, менялись до прямо
противоположных. Т. е., по сути, некоторые СП финансировались за счет
"заемной нефти" российского партнера, т. к. иностранные инвесторы в
процессе функционирования СП иногда отказывались от предложенных в
начале схем инвестирования, но при этом стремились извлечь максимальную
прибыль от деятельности в России (Рисунок 1).

Рис. 1
Два варианта схемы организации СП.
а) в случае бесплатного недропользования:
СП
Иностранная сторона
Хозяйствующий
субъект
договор
о создании СП
Российская сторона
функция
функция
хозяйствующего +
представителя
субъекта
собственника
б) в случае платного недропользования:
СП
Иностранный
хозяйствующи
й субъект
договор
о создании
СП
Российский
хозяйствующ
ий субъект
лицензионное Представител
соглашение ь Российского
собственника
недр
Схема б), разумеется, является оптимальной для современной
российской экономической ситуации и больше соответствует практике,
имеющейся в мировой экономике.
7
Варианты схемы финансирования СП
а) финансирование за счет иностранного учредителя СП (гипотеза,
которая легла в основу идеологического обоснования необходимости
создания нефтедобывающих СП):
Рис. 2
б) финансирование за
трансформации гипотезы а)
счет
российского
учредителя
(вариант
в) - варианты финансирования СП за счет российского учредителя:
"заемная нефть" российского партнера, вклады нефтью в уставный или
резервный фонд СП, передача действующего фонда скважин в уставный
фонд или сдача его в аренду.
Также во многих случаях ущемлялись интересы государства как
собственника недр по той же причине юридической неясности многих
вопросов, в основном за счет:
 неадекватной оценки активов, вносимых в уставный капитал СП
(российские учредители, стремясь к реализации текущих экономических
интересов, не добивались, как правило, должной оценки активов,
являющихся государственной собственностью, например, запасов нефти);
 применения различных форм кредитования СП нефтью со стороны их
российских учредителей (схема б) рисунок 2);
 осуществления субподрядных операций с компаниями, являющимися
взаимосвязанными компаниями для иностранного учредителя (т. о., норма
прибыли иностранного партнера может быть гораздо выше, чем по
проекту СП).
После принятия Закона "О недрах" единственно возможной стала схема
организации СП б) рисунок 1. Т. о., деятельность СП регулируется двумя
основными документами:
- в случае добывающего СП:
1. Договор между российским и иностранным партнерами об организации
СП, консорциума и т. д.
2. Лицензионное соглашение между вышеуказанной группой инвесторов и
принимающей страной.
- в случае сервисного СП:
1. Соглашение о подрядных работах между российским и иностранным
партнером (иностранная компания выступает в качестве субподрядчика по
отношению к российскому объединению - держателю лицензии)
8
2. Лицензионное соглашение.
Примеры СП на территории Российской Федерации.
Самым масштабным проектом СП на территории России является СП
"Полярное Сияние" (Conoco, США - 50% и АО "Архангельскгеология" 50%), а в настоящее время доля АО "Архангельскгеологии" принадлежит
ОАО «НК»Роснефть» в размере 50%. СП было зарегистрировано в 1992 г. и
начало геологоразведочные работы на месторождении Ардалин в Ненецком
автономном округе. За два с половиной года затраты СП составили 375 млн.
долл. США, 80 млн. из которых - это плата за товары и услуги 160-ти
российским предприятиям. Добыча нефти началась лишь 1.09.1994. Этому
предшествовал широкомасштабный комплекс геологоразведочных работ,
прокладка трубопровода от Ардалина до Харьягинского месторождения
(откуда начинается трубопровод ПО "Коминефть") длиной около 65 км и
диаметром 300 мм. В результате разработки Ардалина и других трех
месторождений в районе работ СП ожидается поступление в бюджет России
1 млрд. долл. США.
СП "Геойлбент" также входит в число крупнейших проектов по
масштабам инвестиций (Benton Oil & Gas, США - 34%; ОАО "Пурнефтегаз"
и АО "Пурнефтегазгеология" - по 33%). Район работ СП - Северо-Губкинское
месторождение в Западной Сибири. Это месторождение было испытано в 80е годы, но до 1992 г. не разрабатывалось. Для успешного функционирования
СП потребовалось строительство 60-ти километрового трубопровода. Первая
нефть была получена в июле 1993 г. До конца 1993 г. СП реализовало нефти
на экспорт на сумму 2 млн. долл. США.
Следует отметить проект компании Occidental Petroleum, США, в
районе г. Нижневартовск - СП "Ваньеганнефть" (Occidental Petroleum - 50%
и ОАО "Черногорнефть" - 50%). Район работ СП - два месторождения - ВаньЕган и Ай Еган - общей площадью около 150 кв. км. Эти месторождения
разрабатываются ПО "Черногорнефть" с начала 80-х годов. По итогам 1993 г.
СП "Ваньеганнефть" добывало нефти больше других СП в отрасли. Ситуация
резко ухудшилась в 1994 г. в результате конфликта между российской и
американской стороной.
Нужно также отметить активность канадских нефтяных компаний на
российском нефтяном рынке. Пять из них вовлечены в крупные проекты СП
в Западной Сибири: Pan Canada Petroleum, Norcen Energy Resources, Nowsco
Well Services, Canadian Fracmaster (СП "Юганскфракмастер" - одно из
наиболее крупных в России), а также в Республике Коми - Gulf Canada (СП
"Комиарктикойл" с ОАО "Коминефть" и British Gas, Великобритания).
Подводя итоги деятельности нефтедобывающих СП в России, нужно
отметить, что при общем спаде добычи в стране от года к году суммарная
добыча СП резко растет.
Рост добычи нефти по СП объяснятся не только экстенсивными
факторами (увеличение числа СП, расширение районов работ), но и выводом
9
скважин из бездействия, проведением работ по увеличению нефтеотдачи
пластов (кислотная обработка, гидравлический разрыв пласта). Опыт работы
целого ряда СП свидетельствует о том, что технические и технологические
проблемы решаются ими на более высоком уровне, чем в отечественных
предприятиях.
Разумеется, создание индивидуальных льгот для отдельных
предприятий не является наилучшей формой совершенствования
юридической базы для функционирования иностранных инвестиций в
России. Однако в условиях, когда нефтедобывающие СП по
законодательству облагаются налогами так же, как и СП в любой другой
сфере деятельности плюс те налоги, которыми облагается экспорт нефти из
России, без подобной практики крупномасштабные нефтедобывающие СП
вряд ли могут нормально функционировать и тем более осуществлять
расширенное воспроизводство в России.
Сервисные контракты.
Сервисные контракты впервые стали применяться в конце 60-х годов
Ираном, Ираком и Венесуэлой, а затем Бразилией, Нигерией, Вьетнамом и
рядом других стран. По условиям этих контрактов иностранная компания
несет все расходы по разведке и обустройству месторождения и связанный с
этим риск. В случае обнаружения коммерческих запасов эти расходы вместе
с определенным процентом, составляющим прибыль компании-контрактора,
возмещаются ему, но не сразу, а в течение нескольких лет после начала
промышленной добычи.
Эксплуатация месторождений может вестись и финансироваться
самостоятельно национальной компанией, либо - также за определенную
плату - иностранным подрядчиком. Однако в обоих случаях собственником
всего добываемого сырья является принимающая страна. Возмещение
расходов контрактора и оплата его услуг осуществляется либо в денежной
форме, либо путем предоставления ему на определенный период права
приобретения части продукции (обычно от 20 до 50%) по льготным ценам
(обычно на 3-10% ниже рыночных). Прибыли контрактора облагаются
налогом на прибыль, предусматривается также выплата роялти.
В
некоторых
странах
Ближнего
Востока,
располагающих
значительными финансовыми средствами и богатым нефтяным потенциалом
(Саудовская Аравия, Кувейт и др.), применяется другая модель сервисных
контрактов, когда государство само несет все расходы по разведке,
обустройству и эксплуатации месторождения и связанный с этим риск.
Иностранные же компании действуют в качестве подрядчика, получая за это
денежное вознаграждение и гарантированные поставки оговоренного объема
нефти по рыночным ценам.
Нужно отметить, однако, меньшую привлекательность такой формы
соглашений для инвесторов, поскольку они не будут являться собственником
обнаруженных запасов, а приобретение инвестором части продукции у
10
государства снижает внутреннюю ставку доходности инвестора, так как цена
приобретения нефти кроме себестоимости включает также прибыль
принимающей страны. Эта форма соглашений также снижает возможности
компании в сфере производственной политики. Технологии, по которым
работает национальная компания, могут быть менее эффективными, чем
технологии компании-контрактора, что может привести к снижению объемов
добычи по сравнению с планами инвестора. Следует также принять во
внимание, что компания-инвестор не производит дальнейших инвестиций в
разработку месторождения, что на макро уровне может отрицательно
сказаться на увеличении объема инвестиций из-за рубежа. Для российских
условий из-за высокого риска иностранные инвесторы должны иметь
повышенную внутреннюю ставку доходности. Принимая во внимание то, что
при сервисных контрактах этот показатель ниже, чем при других формах
инвестиций, можно предположить, что в России в ближайшее время эта
форма иностранных инвестиций не найдет применения.
Газовая отрасль
Основным недропользователем природного газа является ОАО
«Газпром», располагающий самыми большими в мире запасами природного
газа. В фонде «Газпрома» находится 17% доказанных мировых запасов и 68,8
от общероссийских запасов газа, обеспечивающих около 85,5% всей добычи
газа в России.1 Большая часть запасов свободного газа ОАО «Газпром» была
разведана и подготовлена к разработке еще до 1993 года. В последующие
годы в связи с резким сокращением объемов геологоразведочных работ
сложилась негативная тенденция по уменьшению запасов газа как в целом по
России, так и по основному газодобывающему району – Западной Сибири,
так как прироста запасов не компенсировал его добычу. Основной целью
геологоразведочных работ, проводимых «Газпромом», является восполнение
объемов добычи углеводородов запасами промышленных категорий в
районах газодобычи, а также подготовка сырьевой базы в перспективных
регионах. В 2010 году было произведено уточнение показателей «Программы
развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности до 2030 г.». В
ходе реализации программы в период 2002-2030 гг. ставится цель обеспечить прирост запасов газа в объеме 23,5 трлн. м³, конденсата и нефти –
3,4 трлн. т. На долю «Газпрома» приходится 84% российского объема
добычи газа и свыше 17% всего добываемого в мире газа.
Доказанные запасы природного газа в мире на конец 2009 года
составили 178,78 триллионов куб. метров. За период почти в двадцать лет
мировые доказанные запасы газа выросли более чем в 2 раза. Пока данного
количества достаточно на следующие 60 лет при тех же темпах добычи.
Запасы природного газа в мире ежегодно растут и в ближайшее время по
сравнению с прошлым периодом почти в 10 раз вырастут оцененные запасы,
1
http://www.gazprom.ru/articles/article20013.shtml
11
и в основном прирост этих оцененных запасов идет за счет развивающихся
стран.
В отличие от нефтеперерабатывающей промышленности переработка
газа имеет значительный экспортный потенциал. Стратегией предусмотрено
увеличение переработки газа более чем в два раза, рост производства
моторного топлива, полиэтилена, полипропилена, метанола и др. Особое
внимание уделено спросу и предложению по газу до 2015 года.
Будет
обеспечена
специальная
поддержка
инвестиций
в
газопереработку и газохимию. Развитию нефтехимии будет способствовать
рост добычи газа, богатого высшими углеводородами (этан, пропан, бутан и
др.). На базе комплексной разработки уникальных ресурсов газового
конденсата и гелия предстоит создать ряд принципиально новых
производств.
В перспективе возможен выход на мировой рынок сжиженного
природного газа и экспорт синтетического моторного топлива.
Природный газ на специальных заводах может сжижаться. После
сжижения он может использоваться как автомобильное или бытовой
топливо,
отличающееся
высокой
экологичностью
и
меньшим
разрушительным воздействием, оказываемым на двигатель Сжиженный газ
транспортируется в специальных танкерах или баллонах2.
Таблица № 1
Себестоимость производства СПГ (долл.США)
Транспортировка 1000 м3 в сжиженном 14,4 – 36
состоянии (долл.)
Процесс сжижения 1000 м3 (долл.)
28,8 - 43,2
Регазификация и хранение (долл.)
10,8 - 18
Добыча (долл.)
3,9
Всего, себестоимость 1000 м3 (0,73 тонн 57,9-101,1
СПГ) (долл.)
Источник: Institute for Energy, Law & Enterprise, January 2008
Стоит также заметить, что это текущая стоимость производства. При
учете капитальных затрат на строительство дорогостоящей инфраструктуры
себестоимость СПГ возрастает до 250 долл. за тонну (1 тонна СПГ
эквивалентна 1,38 тыс. м3 традиционного газа). Несмотря на это, как
2
Администрация энергетической информации США (Energy Information Administration) – www.eia.doe.gov
12
показывают ретроспективные данные, за последние 30-40 лет стоимость
производства СПГ снизилась вдвое.
Таким образом, природный газ является ценным ресурсом, находящим
самое широкое применение.
Угольная отрасль
Россия по добыче угля занимает 5-е место в мире после Китая, США,
Индии и Австралии. За последние 15 лет объемы добычи угля постоянно
растут, причем как для коксования, так и для нужд энергетики. Из
угледобывающих регионов самым мощным поставщиком угля является
Кузнецкий бассейн — здесь производится 55% всего добываемого угля в
стране и 83% углей коксующихся марок. В последние два года Россия вышла
на уровень добычи свыше 300 млн т в год. По прогнозам агентства
"Росинформуголь", в текущем году объем добычи угля в России составит
свыше 320 млн т, из которых около 70 млн т — коксующийся уголь,
остальное — энергетический. При этом, как и прежде, львиная доля
энергетического угля уйдет на экспорт — около 90 млн т.
До 2030 г. совокупные инвестиции в развитие угледобывающей
отрасли и портовой инфраструктуры в России составят 13,4 млрд. долл. в год,
или 4% от суммарных инвестиций в мире 3 . Основной объем инвестиций
придется на строительство шахт, и лишь незначительные средства будут
вложены в развитие инфраструктуры для экспорта угля. Ожидается, что
вложение средств в создание новых мощностей на одну тонну добытого угля
достигнет уровня, сравнимого с затратами наиболее конкурентоспособных
мировых производителей.
3
Журнал «Экономика России: ХХI век» № 14