Вторая по величине добычи нефтяная база россии: Вторая по величине добычи нефтяная база России,

Содержание

Трудноизвлекаемые запасы нефти и проблемы их добычи

Введение

Сегодня все больший интерес к запасам трудноизвлекаемых нефтей (ТРИЗ) проявляют правительство и крупные нефтедобывающие компании. В России доля «трудной» нефти растет, и на данный момент она превышает 65 % от общего объема [1]. Очевидно, что столь высокий процент получается в том числе за счет истощения легкоизвлекаемых запасов «черного золота».

Динамика изменения доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России от общего объема запасов по данным ОАО «ВНИИнефть» представлена на рис. 1.


Рис. 1. Динамика изменения доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России

Существенная часть эксплуатируемых месторождений вступила в стадию снижения добычи ввиду высокого уровня выработанности, достигающего местами 55 % [2]. Однако, степень разведанности начальных суммарных ресурсов составляет порядка 46 % [2], таким образом, в России запас нефти один из самых больших в мире. Необходимость вовлечения в разработку месторождений с запасами худшего качества является одной из приоритетных задач для компенсации снижения добычи. Вследствие чего вопрос добычи трудноизвлекаемых нефтей становится все более актуальным. Ранее их слабое освоение обуславливалось, в основном, низкой экономической эффективностью, либо отсутствием инфраструктуры и необходимых технологий. По данным Минэнерго к 2035 году добыча трудноизвлекаемой нефти в России увеличится более чем в два раза. Стоит отметить тот факт, что объем сектора нефтедобывающей промышленности Российской Федерации среди всех стран в мире находится на третьем месте после США и Саудовской Аравии [3], а доля налоговых поступлений в бюджетную систему страны на конец 2017 г. составила порядка 40 % [4]. Сохранение объемов добычи крайне важно для поддержания российской экономики на должном уровне.

Для полного понимания термина «трудноизвлекаемая нефть», в первую очередь, необходимо рассмотреть факторы затруднения и характеристики флюида, относящие его к «трудной» нефти. В нашей стране имеются обширные запасы нефтей с различными свойствами и условиями залегания.

Осведомленность о проблемах, с которыми можно столкнуться при добыче той или иной нефти, является неотъемлемой частью анализа залеганий, ведь от этого прямым образом зависит экономическая целесообразность разработки.

Специалистами на протяжении многих лет идет изучение залежей трудноизвлекаемой нефти и внедрение относительно бюджетных способов ее добычи. В основном добыча нефти ведется с применением современных технологий, предпочтительных для освоения.

Использование кардинально иных методов, принципиально отличающихся от используемых, при добыче нефти из традиционных залежей, влечет за собой дополнительные финансовые затраты. Как показывает практика, наиболее эффективными способами добычи трудноизвлекаемых нефтей являются модернизированные технологии, базирующиеся на технологиях, применяемых при добыче традиционных нефтей. К ним можно отнести отдельные разновидности тепловых, газовых, химических методов.

Об этих и многих других аспектах добычи трудноизвлекаемых нефтей будет рассказано в цикле статей, посвященных данной тематике.

Понятие «трудноизвлекаемая нефть» и ее классификация

В российской нормативно-правовой базе и научной литературе такое понятие как «трудноизвлекаемые ресурсы углеводородов» не имеет однозначного определения. Сам термин «трудноизвлекаемая нефть» берет начало с 70-х гг. прошлого века [5]. Ранее под ними подразумевали запасы, разработка которых традиционными технологиями не обеспечивает необходимой эффективности с точки зрения коэффициента нефтеотдачи, а в некоторых случаях — также с позиций стоимости добычи нефти [6]. Такая трактовка с небольшими дополнениями и сейчас используется при определении налоговых льгот.

Многие авторы относят нефти с аномальными физико-химическими свойствами и осложненные условия залегания к трудноизвлекаемым запасам, а сами трудноизвлекаемые запасы, в свою очередь, относят к осложненным условиям добычи.

С научной точки зрения, для более конкретного понимания, имеет смысл разделить понятия трудноизвлекаемые запасы и осложненные условия добычи.

Профессор Д. Г. Антониади в работе «Нефтепромысловые системы с осложненными условиями добычи» под термином трудноизвлекаемые запасы подразумевает «месторождения, в которых изначально (т.е. до начала разработки) существуют особенности геологического и промыслово-геологического характера месторождения, а также аномальные параметры нефти и другие факторы природного происхождения, создающие ситуацию, при которой необходимо применение системы специальных мер и технологий добычи». Другими словами, к трудноизвлекаемым относятся запасы нефтей, с неблагоприятными геологическими условиями залегания или представленные малоподвижной нефтью (например, с высокой плотностью, вязкостью и высоким содержанием твердых парафинов, смол, асфальтенов).

Такие показатели как вязкость, плотность, содержание смол и парафинов являются ключевыми признаками классифицирования при отнесении образцов нефти к трудноизвлекаемой.

К осложненным условиям относятся условия эксплуатации скважин с факторами, затрудняющими добычу. К ним можно отнести:

  • низкая газонасыщенность пласта;
  • повышенное количество механических примесей;
  • большое количество солей и смоло-парафиновых фракций;
  • нефти с аномальными физическими свойствами;
  • пласты с неоднородностью по проницаемости;
  • пласты с низкой начальной нефтенасыщенностью;
  • низкая температура пласта в совокупности с другими факторами.

Следует подчеркнуть, что часть вышеперечисленных факторов являются зависимыми от времени и этапов разработки.

Так все же, по каким же численным значениям физико-химических параметров можно сказать, что мы имеем дело с «трудной» нефтью? Этот вопрос освещен в следующем разделе.

Основные физико-химические свойства нефтей

Любая скважина характеризуется рядом параметров, показания которых влияют как на способ извлечения нефти, так и на прогнозирование дальнейших объемов добычи. Часть из них относится непосредственно к флюиду, а другая часть к условиям его залегания.

Рассмотрим основные физико-химические параметры, численные значения которых приведены в соответствии с методическими рекомендациями по применению «Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов», утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 01.11.2013 № 477:

  • плотность нефти (удельный вес) — величина, определяемая отношением массы вещества к занимаемому им объему. Этот параметр зависит от молекулярных весов компонентов флюида. Варьируется от 0,7 до 1,01 г/см3 (50÷8 API). Плотность нефти является показателем ее качества, по которому можно сделать предварительный вывод о ее химическом и фракционном составе. Также плотность нефти необходима для технологических расчетов.
  • вязкость нефти — свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Нефть подразделяется на типы: с незначительной вязкостью (вязкость до 5 мПа/с), маловязкую (от 5 до 10 мПа/с), с повышенной вязкостью (от 10,1 до 30 мПа/с), высоковязкую (от 30,1 до 200 мПа/с), сверхвязкую (более 200 мПа/с). Вязкость влияет на методы разработки месторождений, а также на затраты при подготовке товарной нефти.
  • газосодержание — количество газа, растворенного в нефти при пластовых условиях. Определяется отношением выделившегося из пластовой нефти количества кубометров газа к тонне дегазированной нефти.
  • газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину сопутствующего газа (в м3 или тоннах), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время дегазированной нефти (в тоннах), при том же давлении и температуре. Газовый фактор — это одна из характеристик условий залегания флюида.
  • содержание воды — количество воды во флюиде. Содержание воды является характеристикой как условий залегания, так и самого флюида. Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Средние значения по массе колеблются от 0,1 до 99 %. Большое количество воды создает дополнительные трудности при эксплуатации скважинного оборудования.
  • содержание серы — количество серы во флюиде. Влияет на окислительные свойства нефти. Чем больше в ней сернистых соединений — тем выше коррозионная агрессивность среды. Нефть подразделяется на малосернистую (до 0,5 % по массе), среднесернистую (от 0,5 до 1 %), сернистую (от 1 до 3 %), высокосернистую (более 3 %).
  • содержание парафинов — массовая доля растворенного парафина в нефти. Нефть подразделяется на малопарафинистую (менее 1,5 % по массе), парафинистую (от 1,5 до 6 %), высокопарафинистую (более 6 %). Важная характеристика, влияющая на технологии, применяемые при добыче нефти. Парафинистые нефти обладают способностью образовывать отложения на стенках скважины, вследствие чего происходит снижение дебета и, в дальнейшем, закупорка скважины.
  • содержание смол и асфальтенов — массовая доля растворенных смол и асфальтенов в нефти. Их количество влияет на возможное направление переработки нефти. Как и парафины обладают способностью создавать пробки в скважине.
    По совокупному содержанию смол и асфальтенов нефть подразделяется на малосмолистую (менее 1,5 % по массе), смолистую (от 5 до 15 %), высокосмолистую (более 15 %).
  • давление насыщения — минимальное давление, при котором нефтегазовая смесь находится в жидкой фазе. При уменьшении давления ниже давления насыщения появляются первые признаки свободного газа. Давление насыщения необходимо для фазового описания залегания флюида в пласте и его движения по стволу скважины.
  • объемный коэффициент нефти — показывает отношение объема одного кубометра нефти, находящейся в пластовых условиях, к объему этой же нефти при стандартных условиях (T=20оС, P=0,1 Мпа). Наибольшее влияние на уменьшение объема нефти оказывает выделение из нефти растворенного в ней газа при переходе от пластовых условий к нормальным. Объемный коэффициент нефти всегда больше единицы.
  • сжимаемость нефти — количественная характеристика объемной упругости нефти, представляющая отношение изменения объема нефти при ее изотермическом сжатии (расширении) к приращению давления.
  • коэффициент теплового расширения нефти — показывает изменение объема нефти при изменении ее температуры на 1 °С. Необходим для проектирования методов теплового воздействия на пласт.
  • температура застывания нефти — температура, при которой охлаждаемая нефть в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45°. В основном зависит от содержания примесей (парафинов, смол) в нефти. Температура застывания у разных нефтей колеблется от −35 °С до +30 °С.

На основании многочисленных исследований и анализа нефтей с различными свойствами и условиями залегания создана сводная таблица, представленная ниже, характеризующая трудноизвлекаемые нефти [7].


Таблица 1. Характеристики трудно извлекаемых нефтей

По данной таблице можно проследить, какие численные значения различных параметров существенно влияют на химико-физические свойства нефти, и, как следствие, на дальнейшие способы ее извлечения. Стоит отметить, что перечисленные в таблице параметры редко определяются в единичном виде, как правило, трудноизвлекаемая нефть характеризуется совокупностью осложняющих свойств.

Зональное распределение трудноизвлекаемых нефтей в РФ

Ресурсная база трудноизвлекаемых нефтей в запасах федеральных округов РФ представлена на рисунке 2 [8].


Рис. 2. Долевое распределение трудноизвлекаемой нефти в запасах федеральных округов

Проблемы при разработке трудноизвлекаемых запасов нефтей

Основные проблемы при добыче трудноизвлекаемых нефтей можно разделить на три группы:

Парафинистые нефти

Парафины в нефти при пластовых условиях находятся в растворенном состоянии. При ее движении по лифту, парафины откладываются на стенках скважины, образуя парафинистые пробки, тем самым создавая нефтяникам множество технологических и технических задач для их ликвидации. Сами парафинистые отложения представляют собой сложную углеводородную физико-химическую смесь, в состав которой входят, собственно парафины, асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, механические примеси [9]. Снижение давления, температуры, а также разгазирование нефти в большой степени сказывается на интенсивности отложений. Для борьбы с парафиновыми отложениями применяются различные методы, примером могут сложить: использование скребков (механический метод), введение в нефтяную эмульсию химических соединений (химический метод), воздействие источника тепла на флюид (тепловые методы).

Низкая пористость и слабая проницаемость пород в условиях залегания

Пористость — это способность пород вмещать жидкие или газообразные углеводороды, выражается отношением свободного пространства породы к ее полному объему [10]. Чем крупнее поровые каналы, тем больше они вмещают углеводородов. Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, соотношения количества больших и малых пор и обычно уменьшается при увеличении глубины залегания пород.

Проницаемость — фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду [11]. На проницаемость влияют размеры пор и перепады давления в нефтяных пластах. Фазовый состав флюида также оказывает существенное влияние на проницаемость.

Низкие значения этих параметров создают затруднения при движении флюида к забою.

Осложняющие физические свойства флюида

Высокая вязкость и плотность — свойства, которые способны значительно увеличить затраты по добыче нефти. Они затрудняют движение флюида к забою и по стволу скважины. При добыче тяжелых и высоковязких нефтей применяются специализированные технологии, направленные на снижение значений этих параметров.

Заключение

В целом, добыча трудноизвлекаемых нефтей — это глобальная задача современной нефтедобывающей промышленности, при решении которой применяются аналитические, научные и инженерные подходы, позволяющие выделить наиболее эффективный метод увеличения нефтеоотдачи для конкретной скважины. Из всего многообразия проблем добычи трудноизвлекаемых нефтей, стоит выделить парафинизацию, так как вне зависимости от количественного содержания парафинов в нефти, со временем появляются отложения парафина на стенках скважины. Безусловно, применение различных методов требует четкого обоснования с финансовой точки зрения. Инженеры каждой нефтяной компании стремятся использовать такие методы борьбы с отложениями парафинов, которые позволяют максимально расширить межочистной период скважины, а в некоторых случаях и вовсе отказаться от их очистки.

О развитии этих методов, их эффективности и особенностях применения, будет рассказано в следующей статье «Методы борьбы с парафинистыми отложениями в скважине».

Литература

  1. Проект Стратегии развития минерально-сырьевой базы РФ до 2030 г. Версия от 12.09.2016.
  2. Neftegaz.ru: [Электронный ресурс]. URL: https://neftegaz.ru/news/view/153206-Rossiya-obespechena-razvedannymi-zapasami-nefti-razrabatyvaemyh… (дата обращения 17.08.2018).
  3. Neftegaz.ru: [Электронный ресурс]. URL: https://neftegaz.ru/digest/view/174339-Rossiya-v-iyune-2018-g-zanyala-3-e-mesto-po-dobyche-nefti-v-m…. (Дата обращения: 20.08.2018).
  4. Исследование института экономики роста «Зависимость российской экономики и бюджета от нефти» январь 2018 г.
  5. Сибирская нефть. 2018. № 149: [Электронный ресурс]. URL: http://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/697/1489610/. (Дата обращения: 31.08.2018).
  6. Шарф И. В., Борзенкова Д. Н. Трудноизвлекаемые запасы нефти: понятие, классификационные подходы и стимулирование разработки// Фундаментальные исследования. — 2015. — № 2-16. — С. 3593-3597.

Назад

Топ-10 крупнейших нефтегазовых компаний мира

1. Exxon Mobile Страна: США

Рыночная капитализация: $363,3 млрд

Exxon стала одной из пяти крупных нефтегазовых компаний, вошедших в список Fortune 500, несмотря на неблагоприятную обстановку на мировом энергетическом рынке в последнее время. Причем компания занимает второе место в Fortune 500.

Компания Exxon сыграла огромную роль в области защиты нефтегазовой индустрии от нововведений, связанных с растущим беспокойством по поводу экологического ущерба, особенно в США.

Генеральный прокурор Нью-Йорка в настоящий момент ведет расследование в отношении компании Exxon и ее роли в сокрытии эффектов нефтегазовой добычи от общественности. Компания в свою очередь отрицает все обвинения.

Exxon Mobil Corp — американская компания, крупнейшая частная нефтяная компания в мире, одна из крупнейших корпораций в мире по размеру рыночной капитализации.

Компания ведет добычу нефти в различных регионах мира, включая США, Канаду, Ближний Восток и др. ExxonMobil имеет долю в 45 НПЗ в 25 странах, располагает сетью АЗС более чем в 100 странах. Доказанные запасы — 22,4 млрд баррелей нефтяного эквивалента

2. PetroChina Страна: Китай

Рыночная капитализация: $203,8 млрд

PetroChina стала второй крупнейшей компанией в мире, несмотря на то что она приходит в себя от сильных финансовых потрясений, связанных с ростом производственных затрат, а также с непростой ситуацией на мировом рынке.

PetroChina Co Ltd — китайская нефтегазовая компания. PetroChina была создана как часть китайской государственной CNPC в ноябре 1999 г.

В ходе реструктуризации CNPC в состав PetroChina были переведены активы по добыче, переработке, нефтехимии и природному газу.

Организационно-правовая форма PetroChina — акционерная компания. Контрольный пакет акций PetroChina принадлежит CNPC.

Компания занимается разведкой, разработкой и добычей нефти и природного газа, а также переработкой, транспортировкой и распределением нефти и нефтепродуктов, продуктов нефтехимии и продажей природного газа.

3. Chevron Страна: США

Рыночная капитализация: $192,3 млрд

Chevron Corporation — вторая после Exxon Mobil интегрированная энергетическая компания США, одна из крупнейших корпораций в мире.

Компания ведет добычу нефти в различных регионах мира. Ей принадлежит ряд нефтеперерабатывающих предприятий, а также обширная сеть АЗС. Доказанные запасы нефти Chevron — 13 млрд баррелей.

Сферы интересов Chevron распространяются на все аспекты нефтегазовой промышленности, включая геологоразведку, добычу, транспортировку и производство нефтепродуктов, продажу и научно-исследовательскую деятельность.

4. Total Страна: Франция

Рыночная капитализация: $121,9 млрд

Французская компания Total стола одной из компаний, стремящихся к созданию прогрессивных стандартов в нефтегазовой индустрии.

Это связано прежде всего с тем, что в конце прошлого года в Париже прошел саммит с участием глав 195 стран, главной темой которого стали вопросы экологии.

5. Sinopec Страна: Китай

Рыночная капитализация: $89,9 млрд

Эта китайская компания за последние месяцы пережила серьезные финансовые потери: падение прибыли составило 50%.

Это вторая по объемам добычи нефтегазовая компания страны (после PetroChina).

6. Royal Dutch Shell Страна: Нидерланды

Рыночная капитализация: $210 млрд

Royal Dutch Shell Plc — нидерландско-британская нефтегазовая компания.

Shell ведет геологическую разведку и добычу нефти и газа в более чем 80 странах мира.

Также Shell полностью или частично владеет более 30 нефтеперерабатывающими заводами.

Shell принадлежит крупнейшая в мире сеть АЗС, которая насчитывает более 43 тыс. станций.

Помимо этого Shell принадлежит значительное количество химических предприятий, а также производств солнечных батарей и иных альтернативных источников энергии.

7. «Газпром» Страна: Россия

Рыночная капитализация: $57,1 млрд

«Газпром» — российская транснациональная корпорация, занимающаяся геологоразведкой, добычей, транспортировкой, хранением, переработкой и реализацией газа, газового конденсата и нефти, а также производством и сбытом тепло- и электроэнергии.

«Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет 17%, в российских — 72%.

На «Газпром» приходится 11% мировой и 66% российской добычи газа.

В настоящее время компания активно реализует масштабные проекты по освоению газовых ресурсов полуострова Ямал, арктического шельфа, Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также ряд проектов по разведке и добыче углеводородов за рубежом.

8. «Роснефть» Страна: Россия

Рыночная капитализация: $51,1 млрд

«Роснефть» — лидер российской нефтяной отрасли и крупнейшая публичная нефтегазовая корпорация мира.

Основными видами деятельности ОАО «НК «Роснефть» являются поиск и разведка месторождений углеводородов, добыча нефти, газа, газового конденсата, реализация проектов по освоению морских месторождений, переработка добытого сырья, реализация нефти, газа и продуктов их переработки на территории России и за ее пределами.

9. Reliance Industries Страна: Индия

Рыночная капитализация: $50,6 млрд

Reliance Industries Ltd — индийская компания, крупнейший холдинг страны. Штаб-квартира компании расположена в Нави Мумбаи, городе-спутнике Мумбаи.

Основной бизнес компании сконцентрирован в области добычи нефти и газа, а также нефтепереработки (ей принадлежит крупный нефтеперерабатывающий комплекс в Джамнагаре, штат Гуджарат) — этими отраслями занимается дочерняя компания Reliance Petroleum.

Помимо этого Reliance Industries владеет крупными нефтехимическими мощностями, а также заметной на индийском рынке розничной сетью (по торговле продуктами, электроникой и мн. др.).

10. «ЛУКойл» Страна: Россия

Рыночная капитализация: $36,8 млрд

«ЛУКойл» — российская нефтяная компания. Основные виды деятельности компании — операции по разведке, добыче и переработке нефти и природного газа, реализации нефти и нефтепродуктов.

Более половины запасов нефти «ЛУКойла» сконцентрировано в Западной Сибири (основным оператором добычи является ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь» (расположено в Ханты-Мансийском автономном округе), 100% акций которого принадлежит ОАО «ЛУКойл» и является крупнейшим активом «ЛУКойла»).

ЕМИСС

Единая межведомственная информационно-статистическая система (ЕМИСС) разрабатывалась в рамках реализации федеральной целевой программы «Развитие государственной статистики России в 2007-2011 годах».

Целью создания Системы является обеспечение доступа с использованием сети Интернет государственных органов, органов местного самоуправления, юридических и физических лиц к официальной статистической информации, включая метаданные, формируемой в соответствии с федеральным планом статистических работ.

ЕМИСС представляет собой государственный информационный ресурс, объединяющий официальные государственные информационные статистические ресурсы, формируемые субъектами официального статистического учета в рамках реализации федерального плана статистических работ.

Доступ к официальной статистической информации, включенной в состав статистических ресурсов, входящих в межведомственную систему, осуществляется на безвозмездной и недискриминационной основе.

Система введена в эксплуатацию совместным приказом Минкомсвязи России и Росстата от 16 ноября 2011 года
№318/461.

Координатором ЕМИСС является Федеральная служба государственной статистики.

Оператором ЕМИСС является Министерство связи и массовых коммуникаций РФ».

Контактная информация

В случае возникновения проблем при работе с системой пишите нам:
[email protected]
или звоните:

Углеродный вызов российским экспортерам

Москва, 27 июля 2020 г. — Еврокомиссия рассматривает возможность введения углеродного сбора на импорт товаров, который создал бы конкурентное преимущество для зарубежных компаний с невысокими выбросами парниковых газов, что может еще больше увеличить финансовую напряженность в связи с пандемией COVID-19. Данный сбор может привести к падению прибыли, связанной с экспортом сырья, включая нефть, плоский металлопрокат и древесную массу, на 10–65%. Введение сбора может затронуть производителей химической продукции и машиностроительные компании как в самом Евросоюзе, так и за его пределами, уверены эксперты BCG.

В исследовании BCG «Как пограничный углеродный сбор ЕС может повлиять на мировую торговлю (“How an EU Carbon Border Tax Could Jolt World Trade”) делается вывод о том, что эта мера может в корне изменить структуру конкурентного преимущества на одном из крупнейших мировых рынков. Например, высокие цены на российскую сырую нефть могут привести к тому, что европейские производители химической продукции начнут закупать больше сырья у Саудовской Аравии, где добыча оставляет меньший углеродный след. А китайская или украинская сталь, производимая с использованием доменных печей, станет менее конкурентоспособной в ЕС по сравнению со сталью из других стран, где ее производят с меньшими выбросами углерода.

Пограничный углеродный сбор — один из нескольких механизмов, рассматриваемых Еврокомиссией в рамках «Европейского зеленого курса». Эта амбициозная инициатива призвана на 50% сократить выбросы парниковых газов в ЕС в течение следующих 10 лет (по сравнению с текущей целью в 40%) и превратить Европу в первый в мире «углеродно-нейтральный континент». Председатель Европейской комиссии Урсула фон дер Ляйен недавно назвала «Европейский зеленый курс» ключевым элементом экономического восстановления региона после пандемии COVID-19. Кроме того, углеродный сбор на импорт пользуется мощной поддержкой среди европейских производителей. Начиная с 2005 года многим из них приходится покупать квоты на выбросы парниковых газов, и, как следствие, они хотели бы применения тех же правил к зарубежными конкурентам, особенно из стран с менее строгими экологическим стандартами.

Подробности и сроки введения нового сбора еще обсуждаются и должны быть одобрены законодательными органами. Тем не менее в статье утверждается, что с большой степенью вероятности к импорту будет применен механизм «углеродного ценообразования», и компаниям следует быть готовыми к этому.

«Независимо от того, в каком виде будет принят соответствующий закон, размеры и важность европейского рынка означают, что данное событие может трансформировать сами основы глобального преимущества, — заявил Йохан Оберг, управляющий директор и старший партнер BCG и один из авторов исследования. — По всему миру компании будут вынуждены принимать срочные меры по сокращению выбросов углекислого газа».

BCG оценивает влияние пограничного углеродного сбора на широкий спектр секторов промышленности в различных странах. Исследование предполагает, что в рамках одного из возможных сценариев величина первоначального сбора составит $30 за тонну выбросов CO2. Степень влияния данного сбора на различные сектора промышленности будет во многом зависеть от их углеродоемкости, то есть относительного вклада в создание парникового эффекта. Еще один фактор, который нужно будет учитывать при расчете оказываемого сбором эффекта, — это индекс интенсивности торговли, то есть уровень торгового оборота в каждом конкретном секторе. Аналитики также оценили степень влияния нового сбора на прибыль от экспорта товаров в ЕС по каждому из секторов.

Учитывая последствия принимаемых мер для структуры конкурентного преимущества и прибыли, можно сделать вывод, что в наибольшей степени окажутся затронуты сектора, производящие продукты нефтепереработки и кокс (ключевой компонент для производства стали), а также горнодобывающая промышленность. Сбор снизит рентабельность поставок сырой нефти в ЕС в среднем на 20%, если цена на нее останется в переделах от $30 до $40 за баррель. Суммарная прибыль импортеров древесной массы в ЕС сократится в среднем на 65%.

Такие сектора, как металлургия, химическая и бумажная продукция, хотя и менее зависимы от торговли, также будут непосредственно затронуты пограничным сбором вследствие своей высокой углеродоемкости. Кроме того, нововведение резко сократит прибыль от импорта плоского металлопроката, который используется в производстве автомобилей и другой техники, а также в строительстве, — в среднем более чем на 40%. Что касается листовой стали, то производители из Китая и Украины, использующие доменные печи и кислородные конвертеры, в среднем пострадают намного больше, чем производители из Канады и Южной Кореи, применяющие более чистые электродуговые печи.

Последствия от введения пограничного углеродного сбора затронут все звенья производственно-сбытовых цепочек — их ощутят компании из разных секторов экономики как в ЕС, так и за его пределами. Учитывая размер европейского рынка, данный сбор также усилит давление на компании и правительства по всему миру, вынуждая их принимать дополнительные меры по ограничению выбросов. Компании из стран с собственными схемами «углеродного ценообразования», таких как Австралия, Канада или Япония, могут быть освобождены от данного сбора, если их правительства заключат новые торговые соглашения с Евросоюзом или пересмотрят существующие.

КАК НОВЫЙ УГЛЕРОДНЫЙ СБОР ПОВЛИЯЕТ НА РОССИЮ

42% всего российского экспорта приходится на страны ЕС. Углеродный сбор на импорт в ЕС станет новым существенным вызовом для российских экспортеров, особенно в таких отраслях, как нефтехимия, металлургия и производство удобрений. Россия занимает 2-е место после Китая по объему углеродоемкого экспорта в ЕС: около 150–200 млн т ежегодно по всем товарам и услугам, согласно данным ОЭСР (‘Carbon emissions embodied in international trade’).

Однако если не учитывать часть товаров и услуг, которые пока не включены в ETS ЕС (Emission trading scheme — cхема торговли квотами на эмиссии парниковых газов), например транспортные услуги, то облагаемая новым сбором база составит около 100–160 млн т, что приведет к дополнительной нагрузке для экспортеров из России порядка $3,0–4,8 млрд в год. Данный расчет основан на предположении, что облагаться сбором будет весь объем выбросов. Возможен и альтернативный вариант, когда облагаться сбором будет только превышение выбросов над установленным бенчмарком.

Введение углеродного сбора неизбежно повлечет за собой повышение стоимости российских товаров по ряду секторов, что, в свою очередь, может привести к изменению положения на кривой затрат и обострению конкурентной борьбы для российских игроков в ЕС, — особенно в энергетическом и металлургическом секторах , где есть товары с низкой добавленной стоимостью. Наибольшая часть бремени от нового углеродного сбора, вероятнее всего, ляжет на энергетический и металлургический секторы российской экономики

Из топ-8 стран — экспортеров в ЕС системы регулирования парниковых газов на сегодня нет только в Турции (экспорт СО2 44 млн т) и России.

У России пока нет внутренних механизмов, аналогичных ETS, — в отличие от Китая, Швейцарии, Норвегии и Кореи, а также отсутствуют договоренности по синхронизации с европейской системой. В Японии существует углеродный сбор, хотя и нет ETS, в США система присутствует в отдельных штатах.

Распределение нагрузки от углеродного сбора по отраслям:

  • нефтегазовая промышленность: 45–53% или 45–84 млн т СО2, прогнозный сбор — $1,4–2,5 млрд
  • металлургические и горнодобывающие компании: 25–30% выбросов, в том числе сталь — 14–19 млн т, прогнозный сбор $0,4–0,6 млрд
  • Производство удобрений, целлюлозно-бумажная и стекольная промышленность также могут ощутить значительную нагрузку

Конкурентоспособность

В некоторых отраслях российские компании могут потерять долю рынка в ЕС ввиду более высокой углеродной интенсивности по сравнению с другими странами. Например, для производителей азотных удобрений углеродный сбор может стать заградительно высоким, достигая 40–65% текущей экспортной стоимости удобрений.

В других отраслях отечественные компании, напротив, могут потеснить своих конкурентов из других стран: например, на рынке стали российские производители обладают более конкурентной структурой издержек и более низким углеродным следом по сравнению с Китаем. При средней себестоимости тонны стали $480–500 дополнительный углеродный сбор около $55 будет означать для китайских производителей, что издержки превысят текущие рыночные цены на сталь — $530 за тонну. Российские производители при средней себестоимости тонны стали в $320-340 и сборе около $47/тонна смогут сохранять низкие цены.

Рентабельность
В ряде отраслей углеродный сбор может привести к снижению рентабельности продукции.

Например, углеродный след производства нефти в России достигает ~10 г выбросов CO2 на МДж, в то время как в Саудовской Аравии этот показатель в два раза ниже, а в Канаде, напротив, почти в два раза выше — 18 г СО2 на МДж . Сбор повысит себестоимость добычи нефти на $1/барр. для Саудовской Аравии и на $2/барр. для России и США, что не приведет к изменению их позиций на кривой затрат относительно друг друга. При этом отдельные российские компании консервативно раскрывают в основном только прямые выбросы (Scope 1 ) — в таком случае сбор может быть примерно в четыре раза ниже.

Таким образом, в одних отраслях возникает риск снижения рентабельности, а в других — снижения конкурентоспособности по цене (при низкой марже) и потери доли рынка, что в денежном выражении будет более значительной потерей.

Антон Косач, управляющий директор и партнер BCG, отметил: «Поскольку углеродная интенсивность производства одних и тех же продуктов различается в разных странах и компаниях, углеродный сбор, скорее всего, тоже будет неодинаковым. Выиграют те, кто сможет своевременно адаптировать технологии и требования согласно стандартам ЕС. Работа по переходу на новые стандарты также может различаться по степени сложности. В зависимости от конкретной ситуации, например, в одном случае может потребоваться перенастройка и донастройка отчетности — уложиться можно в период около года, а в другом — глубокие изменения в производственных процессах и технологиях, что уже потребует инвестиционного цикла не менее трех — пяти лет».

КАК ПОДГОТОВИТЬСЯ?

«Несмотря на текущую неопределенность относительно механизмов и сроков введения углеродного сбора, готовиться к новым правилам торговли следует уже сейчас, пока еще есть запас времени, — утверждает Константин Полунин, партнер-эксперт и директор BCG. — Мы ожидаем, что новый сбор может быть введён уже в конце 2021 — начале 2022 года. До этого необходимо выстроить стратегию и сделать первые шаги по ее внедрению как на уровне государства, так и на уровне компаний-экспортеров. Крайне важно обеспечить выстраивание диалога с ЕС, перестройку внутреннего регулирования и поддержку стратегических “углеродных” отраслей.

Компаниям же следует начать измерять свой углеродный след, отслеживать стоимость углеродных выбросов и их влияние на общие затраты, планировать действия при различных сценариях развития событий, а также подключиться к процессу формирования государственной политики в этой сфере.

Те, кто лучше всего справится с этой задачей в каждом из секторов, не только получат конкурентное преимущество в Европе, но и обойдут менее адаптивных конкурентов на других рынках, поскольку все больше стран вводят финансовые стимулы для производителей в рамках противодействия изменению климата».

Проактивный подход демонстрирует Китай, который, будучи самым крупным экспортером, начал заниматься проблемой еще в 2013 году. Взаимодействие Китая с ETS ЕС включает как политический диалог с целью обеспечения сотрудничества, так и техническую подготовку платформы ETS, а также проведение тренингов для представителей компаний.

С 2018 года кооперация между ЕС и Китаем ведется на базе платформы ECPDD (платформа ЕС — Китай для политического диалога по торговле выбросами). Уже в текущем, 2020 году планируется запуск китайской ETS, создание которой с 2014 года велось при экспертной поддержке ЕС. Производство электроэнергии — первая из отраслей, которой коснутся нововведения, и это неудивительно: объемы выбросов одной этой отрасли почти в два раза превышают весь объем выбросов, регулируемый ETS ЕС.

Пять ключевых направлений проактивных действий для правительства России:

  1. Обеспечение прозрачности: разработка регуляторно-правовой базы стандартов измерения и отчетности по выбросам парниковых газов, а также механизмов и целей по снижению выбросов (что соответствует подписанным Россией Парижским договоренностям) и обеспечение прозрачности для всех участников.

    — В России уже разработаны и приняты стандарты по измерению парниковых газов и соответствующие ГОСТ .
    — Однако проект Федерального закона, который бы устанавливал обязанность юридических лиц отчитываться по выбросам парниковых газов, находится на обсуждении, не существует также и стандартной формы отчетности.

  2. Создание внутреннего механизма регулирования «углеродного рынка»: реализация механизма регулирования выбросов парниковых газов через введение государственного углеродного налога либо создание российской Системы торговли эмиссиями (ETS) по аналогии с биржей ЕС ETS. В этом случае благодаря политике ЕС ETS при соблюдении ряда условий возможен взаимный учет выбросов.
  3. Внешняя синхронизация: пересмотр системы регулирования, формирование требований, стандартов, условий и стимулов, соответствующих требованиям ЕС/международным, работа с европейскими регуляторами для синхронизации условий.
  4. Поддержка стратегических отраслей: на первых этапах субсидирование стратегических отраслей, привязанное к обязательствам по сокращению выбросов, может позволить компаниям постепенно адаптироваться к новой реальности.
  5. Диверсификация экспорта: формирование предпосылок для диверсификации торгового оборота крупного экспорта и расширения рынков сбыта.

    Пять ключевых направлений проактивных действий для российских компаний:

    • Измерение воздействия: необходимо разработать и внедрить механизмы, системы и стандарты измерения и отчетности по углеродному следу компании, вести работу над раскрытием информации в соответствии со стандартами для получения налоговых льгот.
    • Изменение технологий и способов производства для снижения углеродного следа компании.
    • Участие в формировании нормативно-правовой базы: компаниям следует принимать активное участие в разработке политики, чтобы окончательная версия механизма установления цен на углерод защищала их интересы и обеспечивала конкурентное преимущество.
    • Ведение внутреннего учета с использованием условных цен на углерод, использование результатов для принятия решений, оценка устойчивости кейса при различных сценариях цен на СО2.
    • Проактивная декарбонизация всей цепочки поставок:
      • Определение стратегии декарбонизации и кривой снижения углеродного следа;
      • Изменение технологий и способов производства;
      • Работа с поставщиками по декарбонизации операций.

    Антон Косач подчеркнул: «Помимо сложностей, связанных с переходом на новые правила торговли с ЕС, компании получают и новые рыночные возможности, такие как развитие в направлении более сложных или нишевых продуктов или обеспечение стабильной поставки в тех сегментах, где российское сырье превосходит сырье конкурентов. Так, канадская нефть в два раза более углеродоемкая, чем наша, что дает шансы нашим игрокам вытеснить с рынка менее эффективных конкурентов при настройке прямых каналов продаж. Сейчас наступил критический момент для того, чтобы тщательно оценить свою текущую ситуацию и положение на рынке, разработать подробный план и приступить к незамедлительным действиям. Выиграет тот, кто эффективно распорядится тем временем, которое остается до ввода сбора».

    Богатое нефтяное прошлое – Деньги – Коммерсантъ

    В начале ХХ века Баку был мировой столицей нефти. Тот бум закончился революцией. Сто лет спустя Азербайджан пережил еще один нефтяной бум. И тоже недолговечный.

    АЛЕКСАНДР ЗОТИН

    «Не приезжайте к нам в белых брюках и ботинках — на улицах можно испачкаться в нефти» — эта старая бакинская шутка сейчас не актуальна. В фасадных районах Баку трудно чем-то запачкаться, даже подземные переходы для пешеходов отделаны мрамором и снабжены эскалаторами. Чем-то они похожи на Лондон, чем-то на Дубай. Но нефтью в городе пахнет. И в прямом, и в переносном смысле.

    Старый Баку вырос на нефтяном буме конца XIX — начала XX века, снабжая керосином полмира. В ХХI веке Баку снова стал нефтяной историей успеха — ВВП Азербайджана в отдельные годы рос на 25-30%.

    В конце XIX века нефть добывали ради производства керосина

    Фото: Fine Art Images / DIOMEDIA

    Такие показатели — редкость в экономической истории, хотя небольшие нефтедобывающие страны иногда показывают подобную динамику. Экваториальная Гвинея, Катар, Габон, Тринидад и Тобаго — примеры таких историй, но нефтегазовые деньги редко приносят счастье народам, живущим возле месторождений.

    Пионеры и революционеры

    Нефть на территории современного Азербайджана добывали еще несколько тысяч лет назад, в основном для медицинских целей. Промышленное производство, впрочем, стартовало только в конце XIX века.

    Пионерами добычи азербайджанской нефти стали Товарищество нефтяного производства братьев Нобель и основанная Ротшильдами компания Caspian and Black Sea Oil и Royal Dutch Shell. Основными местами добычи были Баку и Апшеронский полуостров.

    Первый бум случился в самом начале ХХ века: добыча нефти составляла 0,2 мбд — половину всей мировой.

    Британский дипломат Джеймс Генри описывал Баку как «русский Йоханнесбург, напоминающий в этнологическом и коммерческом отношении столицу золотодобытчиков Трансвааля».

    Азербайджанцы и рабочие-мигранты из Персии выполняли в основном черную работу. Квалифицированным трудом занимались армяне и русские. Многие из них сильно разбогатели на нефтяном буме.

    Нефтяники из советского Азербайджана и сегодня входят в элиту добывающей индустрии России

    Фото: Лев Шерстенников / Фотоархив журнала «Огонёк»

    Этническое и социальное напряжение вылилось в широкомасштабную забастовку рабочих-нефтяников в Баку в июле 1903 года, а потом в еще одну акцию протеста в декабре 1904-го. Выступление почти совпало по времени с январскими событиями в Петербурге и стало важным эпизодом первой русской революции. В сентябре 1905-го восстание в Баку было подавлено властями с помощью черносотенцев.

    С 1905-го до начала 1920-х добыча упала в четыре раза. С того времени и до начала Второй мировой пошло восстановление добычи, и в 1941 году она достигла локального пика в 0,5 мбд. В период войны происходит резкое падение до 0,2 мбд, а в послевоенные годы восстановление шло крайне медленно. В конце 1960-х был достигнут локальный пик в 0,4 мбд, и с тех пор показатели плавно снижались, дойдя до 0,2 мбд к концу 1990-х.

    Советской власти удалось вернуть добычу нефти в Азербайджане к уровню 1905 года только перед началом Второй мировой войны

    Фото: РИА Новости

    Контракт века

    В первые годы независимости, провозглашенной в 1991 году, Азербайджан вел войну с армянскими вооруженными формированиями за контроль над Нагорным Карабахом. Неудачи на фронте привели к политической нестабильности — за два года сменились два президента, Аяз Муталибов и Абульфаз Эльчибей.

    После мятежа в Гяндже в июне 1993 года Эльчибей фактически передал власть бывшему первому секретарю ЦК КП Азербайджанской ССР Гейдару Алиеву. В октябре 1993-го Алиев был избран президентом, а в мае 1994-го стабилизировал политическую обстановку в стране, подписав соглашение о прекращении огня с Нагорным Карабахом и Арменией.

    В сентябре того же года правительство Азербайджана заключило «контракт века» о совместной разработке трех нефтяных месторождений — Азери, Чираг и Гюнешли (АЧГ) в азербайджанском секторе Каспийского моря, в 120 км от побережья страны (открыты в 1981-1987 годах).

    Соглашение о разделе продукции (СРП) сроком до 2024 года подписали 15 иностранных компаний, а также Государственная нефтяная компания Азербайджана (SOCAR).

    Все участники соглашения образовали консорциум «Азербайджанская международная операционная компания» (АМОК), состав которого менялся со временем (часть акционеров продала свои доли, сейчас основной акционер — BP).

    Ускоренная разработка офшорных месторождений привела к резкому росту добычи нефти уже в конце 1990-х годов. Первая нефть с месторождения Чираг стала поступать в 1997-м, в 2005-м — с Азери, а с 2008-го — с глубоководного месторождения Гюнешли.

    К 2010 году производство нефти и газоконденсата достигло рекордного уровня в 1 мбд, при этом три четверти производства приходилось на блок АЧГ.

    С началом разработки в 2006 году месторождения Шах-Дениз резко выросла и добыча природного газа — также в результате подписания СРП с консорциумом международных нефтегазовых компаний (основной акционер BP) .

    Добыча выросла с 5,2 млрд куб. м в 2005 году до 18,2 млрд куб. м в 2015-м. С 2007 года Азербайджан стал нетто-экспортером газа (9,8 млрд куб. м потребляется на внутреннем рынке).

    Транзитные игры

    Для транспортировки нефти и газа в рамках СРП были построены нефтепроводы Баку—Супса (1999 год), Баку—Тбилиси—Джейхан (2006 год) и газопровод Баку—Тбилиси—Эрзурум (2006 год).

    Но Азербайджан хотел не только экспортировать свои ресурсы, но и стать транзитной страной для поставок среднеазиатского и ближневосточного газа в Европу. Европейцы были за — диверсификация поставок топлива объявлялась одной из основных целей международной политики ЕС.

    Концепция «Южного коридора», призванного воплотить эту цель, состояла из нескольких проектных трубопроводов. Основным является «Набукко» — из Эрзурума (Турция) в Баумгартен-ан-дер-Марх (Австрия).

    Азербайджанское морское месторождение Шах-Дениз, разрабатываемое BP, было объявлено основным источником газа, призванным обеспечить коммерческую рентабельность этого проекта. Первый этап его уже эксплуатируется и в данный момент поставляет 8,4 млрд куб. м в год в Грузию, Турцию и Грецию через южнокавказский трубопровод Баку—Эрзурум («компаньон» более известного нефтепровода BTC: Баку—Тбилиси—Джейхан).

    Маршрут трубопровода Баку—Тбилиси—Джейхан знаком каждому ребенку в стране

    Фото: Reuters

    Однако для увеличения мощности поставок нужны вспомогательные источники. По дну Каспийского моря и далее через территорию Азербайджана мог бы пойти среднеазиатский газ, в основном из Туркменистана. Однако точные объемы запасов газа в Туркменистане неизвестны: страна отказалась присоединиться к «Инициативе прозрачности добывающих отраслей» (EITI).

    Из-за отсутствия гарантий поставок от Туркменистана австрийская газовая компания OMV Gas GmbH, возглавляющая консорциум по строительству «Набукко» из Туркмении и Азербайджана в страны ЕС, в июне 2013 года официально объявила об аннулировании проекта.

    Возможно, есть и другая причина. «Россия активно сопротивлялась идее транскаспийского нефтепровода,— говорит информированный собеседник «Денег».—

    Во время боевых действий в Грузии в 2008-м бомбы падали недалеко от нефтепровода BTC, вероятно, Азербайджан понял «месседж»».

    Нефтяной бум

    Резкий рост добычи нефти и газа в Азербайджане совпал по времени с ростом цен на углеводороды. В итоге сочетание эффекта низкой базы 1990-х и роста добычи и цен на углеводороды привело к ошеломительным темпам роста экономики.

    В 2000-х среднегодовой темп роста составил 14,6%, причем в отдельные годы этот показатель превышал 20%: в 2005-м (26,4%), 2006-м (34,5%) и 2007-м (25%). Ненефтяной ВВП также рос, но его основой были госинвестиции в строительство на те же нефтяные доходы.

    С 1992 по 2014 годы ВВП Азербайджана в текущих долларах вырос с $1,2 млрд до $75,3 млрд (рекордный рост для бывших республик СССР), а ВВП на душу населения увеличился со $159 в 1992-м до $8 тыс. в 2014-м.

    Зависимость бюджета Азербайджана от нефтегазовых доходов за годы бума резко увеличилась. Если в 2003-2007 годах доля трансфертов из Государственного нефтяного фонда (ГНФ) в бюджет в среднем составляла около 10% ВВП, то в 2010-2014 годах она превышала 50% ВВП, а в 2014-м дошла до 58,2%.

    Учитывая другие статьи бюджета, связанные с нефтегазовым сектором, прежде всего налоги на прибыль компаний (SOCAR и других), доходы бюджета от нефти и газа в 2013-м составили 72% (для сравнения: в России в конце 2000-х — начале 2010-х — около 30%).

    Успехи страны в 2000-х и в начале 2010-х — это в основном успех АЧГ. В разработку блока консорциум вложил $28,7 млрд, а его доход составил $73 млрд. Доходы Азербайджана от АЧГ тоже велики: с 2001 по 2015 год в Государственный нефтяной фонд поступило $124,9 млрд.

    Нефть vs демократия


    Судя по официальным данным, уровень неравенства в Азербайджане заметно ниже, чем в России. Но последний раз их публиковали в 2009 году

    Фото: Дмитрий Лебедев, Коммерсантъ

    Страна отчасти перенаправляла нефтяную ренту населению — доля бюджета к ВВП росла на протяжении всего периода нефтяного бума: с 18% ВВП в 1994 году до 46% в 2010-м. Средние пенсии, например, выросли в конце 2010-х до $200.

    Благодаря увеличению поступлений от продажи нефти и росту экономики Азербайджан практически безболезненно пережил политические перестановки в 2003-м: на смену Гейдару Алиеву пришел его сын — Ильхам Алиев. Тот выиграл выборы 15 октября 2003 года, набрав 79,5% голосов.

    Гейдар Алиев (справа), Ильхам Алиев (слева)

    Фото: Фотоархив журнала «Огонёк»

    Оппозиция не признала итоги выборов, но протестные выступления, организованные партией «Мусават», были подавлены.

    Ильхам Алиев постепенно избавлялся от части элиты, окружавшей его отца. В октябре 2005 года власть объявила о предотвращении попытки государственного переворота. 12 человек, включая трех министров, были арестованы.

    Во второй раз Ильхам Алиев был избран президентом 15 октября 2008 года, получив свыше 88% голосов избирателей. В марте 2009-го в Азербайджане был проведен референдум, одобривший поправку к конституции: теперь один и тот же человек мог избираться президентом страны более двух раз.

    На выборах 9 октября 2013 года Ильхам Алиев был избран президентом в третий раз, набрав 86,4% голосов. В сентябре 2016-го в стране прошел референдум, по итогам которого срок правления президента увеличился с пяти до семи лет (за изменения высказались около 80% голосовавших).

    В феврале 2017-го Алиев назначил свою жену Мехрибан первым вице-президентом. Согласно конституционным поправкам, принятым в сентябре 2016-го, полномочия главы государства передаются первому вице-президенту, а не премьеру, как раньше: если Ильхам Алиев оставит свой пост, его сменит супруга.

    Не каждый житель страны решится устлать пол таким ковром

    Фото: Дмитрий Лебедев, Коммерсантъ

    Двойной удар

    Помимо политического транзита рост добычи позволил Азербайджану довольно успешно пройти кризис и 2009 года — темпы роста ВВП в этом году оставались высокими (9,4%).

    Однако после пика добычи в 2010-м последовал довольно ощутимый спад. К 2015 году, по данным оператора АМОК BP, добыча упала до уровня 0,85 мбд. Но потребительский бум продолжался.

    «С 2010-го по 2014-й рост экономики шел за счет ненефтяного сектора,— отмечает экономист Galt&Taggart Алим Хасанов.— Нефтяной сектор сокращался в среднем на 2,9% в год. Ненефтяной ВВП рос в среднем на 8,8% в год за счет строительства (18,2% в год в среднем) и ритейла (10% в год в среднем). При этом 72,6% инвестиций в строительство шли из госбюджета».

    В 2015-м последовал и другой удар. После падения цен на нефть правительство было вынуждено резко девальвировать национальную валюту — манат.

    В декабре 2006 года на фоне огромного потока нефтедолларов власти допустили укрепление курса маната, снизив его с AZN0,92/$ до AZN0,87/$. В следующие несколько лет манат плавно укреплялся к доллару. В июне 2011-го Центробанк стал опасаться излишнего укрепления маната и курс был зафиксирован на уровне AZN0,78/$.

    После резкого падения цен на нефть в феврале 2015-го правительство провело однократную девальвацию маната, зафиксировав его на уровне AZN1,05/$. Однако отток капитала продолжался — с пика в $15 млрд в середине 2014 года золотовалютные резервы Центробанка Азербайджана сократились до $5 млрд в декабре 2015-го.

    Тогда же власти пошли на новую девальвацию маната — до уровня AZN1,55/$, одновременно отпустив курс. Сейчас курс составляет AZN1,78/$. В итоге девальвация маната оказалась более существенной, чем у других валют стран СНГ, зависимых от нефтегазового экспорта (казахстанского тенге и рубля).

    Несмотря на общее прошлое и определенное сходство у политических систем России и Азербайджана немало и отличий

    Фото: Дмитрий Азаров, Коммерсантъ

    Рост ВВП Азербайджана снизился в 2015 году до 1,1%, а 2016-й стал первым годом рецессии за последние 20 лет, ВВП упал на 3,8%.

    Впереди у Азербайджана еще одно испытание. Контракт на разработку АЧГ с консорциумом заканчивается в 2024 году, а никаких новых крупных месторождений не обнаружено, хотя геологоразведка в стране была достаточно активна во время бума.

    Представители BP подтверждают прогнозы по снижению добычи. Еще в 2013-м Гордон Биррел, региональный президент ВР по Азербайджану, заявил, что добыча на АЧГ упадет с 0,6-0,7 мбд в 2013-2017-м приблизительно до 0,5 мбд в 2023-м. А возможно, и ниже, так как этот уровень будет зависеть от инвестиций ВР.

    Учитывая, что цены на нефть в 2013-м были в два раза больше, чем сегодня, привлекательность этих инвестиций уже не такая высокая.

    Даже если предположить, что эти прогнозы чересчур пессимистичны, Азербайджану все же стоит готовиться к дальнейшему снижению.

    Падение добычи повлечет за собой оскудение нефтедолларового потока. Поддержать прежний уровень расходов отчасти поможет ГНФ, объем которого на 31 декабря 2016 года составлял $33,2 млрд. Однако резервы не безграничны, особенно учитывая высокую зависимость бюджета от трансфертов из фонда и возросший в последние годы уровень госдолга (с 12% ВВП в 2010-м до 36% ВВП в 2015-м).

    Неуслышанные предупреждения

    Всего в нефтяной фонд с 2003 года поступало лишь 27% доходов от продажи нефти и газа, остальные 73% уходили в бюджет, то есть на текущее потребление. При этом существенное сбережение нефтегазовой ренты выполнялось лишь в первые годы работы фонда. Начиная с 2009-го трансферты в бюджет стали превышать 90% расходов фонда (в 2008-м — 88%).

    Будущие проблемы Азербайджана в связи с исчерпанием блока АЧГ были хорошо известны экономистам.

    Еще в 2004 году в брошюре МВФ «Managing Oil Wealth: The Case of Azerbaijan» экономисты фонда предупреждали правительство о краткосрочности нефтегазовой ренты и необходимости адаптации бюджетной политики к снижению доходов после 2024-го.

    Более того, высокие трансферты начиная с 2008 года из фонда в бюджет нарушали «Долгосрочную стратегию управления нефтегазовыми доходами на период 2005-2025 годов». В этом документе указывалось, что уровень сбережений ГНФ не должен быть ниже 25% от его поступлений после достижения пика производства.

    Отказ от этого правила неизбежно приведет к тому, что государство для поддержания уровня расходов при снижении добычи и (или) падении нефтяных цен будет вынуждено либо исчерпать ГНФ, либо получить высокий дефицит бюджета, либо и то и другое.

    Эта ситуация создает неустойчивость всей конструкции государственных финансов и грозит Азербайджану долговым кризисом или резким снижением уровня жизни населения, что, возможно, произойдет уже в середине 2020-х годов.

    Власти постоянно призывают к диверсификации экономики. Так, на международном экономическом форуме в Давосе в 2012 году Алиев отметил, что получаемые от нефтяного сектора доходы создают возможности для диверсификации экономики страны и это является одним из главных приоритетов государственной политики.

    В 2014 году была принята «Государственная программа по развитию промышленности на 2015-2020 годы» и концепция развития «Азербайджан-2020: взгляд в будущее».

    Однако ненефтяной сектор экономики слаб: доля обрабатывающей промышленности в общем промышленном производстве в 2014 году составила 11,2%, а если исключить нефтеперерабатывающую промышленность, меньше 10%. При этом еще в 2005-м ее доля составляла 17,2%.

    Доля машиностроения — 2,8% (4,9% в 2005-м), легкой промышленности — 0,6% (1,2% в 2005-м), пищевой — 2,4% (3,3% в 2005-м).

    Кроме нефти и газа Азербайджан практически ничего не экспортирует: из $11,4 млрд экспорта в 2015 году на ненефтяной экспорт приходится всего около $1 млрд.

    При этом основные его статьи — сельскохозяйственные товары — с низкой добавленной стоимостью: $312 млн — фрукты и овощи, $212 млн — сахар, $153 млн — растительные и животные масла.

    Процветавшая в советское время торговля цветами практически мертва: их поставки из Азербайджана в Россию составляют то ли $150 тыс. в квартал, по данным ФТС РФ, то ли столько же, но в год — уже по данным Статкомитета Азербайджана.

    Сельское хозяйство пало жертвой голландской болезни и дорогого маната

    Фото: Петр Кассин, Коммерсантъ

    Довольно серьезную роль в экономике играют денежные переводы трудовых мигрантов, работающих за пределами Азербайджана, в основном в России.

    По данным World Bank, за 2015 год они составили 2,4% ВВП (среднемировой уровень — 0,74%), а всего с 1995-го в среднем 2,17%. Но все-таки этот источник в экономике Азербайджана не играет столь существенной роли, как, например, в Таджикистане (28,8% ВВП в 2015-м и 33,2% в среднем в год с 2002-го).

    Растраченное богатство

    Нефтегазовые доходы, похоже, были потрачены недостаточно эффективно. Это в первую очередь относится к масштабным спортивным сооружениям. Национальный стадион в Баку обошелся в €710 млн, Евроигры в 2015-м, по данным The Guardian, стоили £6,5 млрд.

    За право принять у себя Гран-при Европы в 2016 году (восьмой этап мирового чемпионата «Формулы-1») Баку заплатил около $40 млн, почти столько же ушло на постройку трассы Baku City Circuit.

    Только очень богатые страны могут позволить себе гонку «Формулы-1»

    Фото: Pirelli

    Практически ничего не сделано в ненефтяном секторе для привлечения иностранных инвестиций. В рейтинге Doing Business Азербайджан занимает 65-е место, уступая своим соседям, бывшим республикам СССР: Армения на 38-м месте, Грузия, резко улучшившая бизнес-климат во время президентства Михаила Саакашвили,— на 16-м.

    В Corruption Perceptions Index (ежегодно публикуемом международной организацией Transparency International) Азербайджан стоит на 119-м месте, также уступая соседям по региону: у Армении 95-е, у Грузии 48-е место.

    Существенные средства идут на армию. В 2015 году страна потратила на военные нужды $321 на душу населения, или 4,6% ВВП (Грузия — 2,4%, Армения — 4,5%), или 13,5% бюджетных расходов (в Грузии — 8,1%, в Армении — 16,4%).

    Оборонные расходы (в процентах ВВП) выше, чем у соседей

    Фото: Reuters

    Высокая доля оборонных расходов во многом объясняется вялотекущим конфликтом с Арменией по поводу принадлежности Нагорно-Карабахской Республики. Периодически конфликт переходит в острую фазу с боевыми действиями. Последнее обострение случилось в апреле 2016 года.

    Конфликт вокруг Нагорного Карабаха — постоянное обременение для экономики страны

    Фото: Петр Кассин, Коммерсантъ

    Случай Азербайджана по-своему уникален. Все понимали, что резервы месторождений конечны, что нефтяное благополучие будет иметь определенные временные рамки — разве что чуть короче или чуть длиннее.

    Международные экономические организации рекомендовали сберегать нефтяную ренту для смягчения предстоящего транзита в постнефтяное будущее. Однако эти предостережения не стали руководством к действию, а текущие нефтяные доходы направлялись на потребление.

    Где в России добывают нефть – рейтинг регионов

    Как видно из рейтинга, Иркутская область (15 место в рейтинге) стала лидером по темпам роста добычи нефти. Кроме того, этот регион обеспечил максимальный прирост добычи в физическом выражении – 3.3 млн тонн. По оценке экспертов «РИА-Аналитиков», прирост добычи в Иркутской области в 2012 году может составить еще около 3 млн т.

    Вторым регионом по темпам роста добычи в 2011 году стала Республика Якутия. Увеличение добычи почти на 60% по сравнению с 2010 годом было обеспечено месторождениями Талаканским и Алинским, разрабатываемым «Сургутнефтегазом». В сумме на этих месторождениях было добыто 5.4 млн тонн, что на 62% больше, чем годом ранее. «Сургутнетфтегаз» планирует в 2012 году довести добычу в Якутии до 7 млн.
    Высокие темпы роста добычи продолжает демонстрировать юг Тюменской области. Такой рост связан с разработкой месторождений Уватского проекта, который реализуется компанией «ТНК-ВР». Ожидается что до 2015 года в этом регионе прирост добычи будет составлять около 1 млн т в год.

    В Красноярском крае, который в 2009-2010 годах был лидером среди регионов по темпам роста добычи, в 2011 году рост замедлился. Тем не менее, в физическом выражении прирост добычи составил 2.5 млн тонн – это второй результат в стране после Иркутской области. Красноярский край поднялся на шестое место в рейтинге нефтедобывающих регионов и вплотную приблизился к Сахалинской области, хотя еще три года назад нефть здесь почти не добывалась. Быстрый рост добычи в регионе обеспечен освоением «Роснефтью» Ванкорского месторождения. Прирост добычи в Красноярском крае в 2012 году может составить около 3 млн т.

    Наихудший результат из всех крупных нефтедобывающих регионов в 2011 году продемонстрировал Ненецкий АО, где добыча снизилась на 23% или на 4.1 млн т. Снижение добычи происходит второй год подряд из-за ошибки в оценке запасов на Южно-Хыльчуюском месторождении, где добыча снизилась почти в два раза. Вполне вероятно, что в 2012 годы добыча в это регионе стабилизируется, так как в 2010-2011 годах здесь началась разработка нескольких новых месторождений.

    Также эксперты «РИА-Аналитика» ожидают, что в 2012 году должна улучшиться динамика добычи в регионах, лидирующих в рейтинге – в Ханты-Мансийском АО и Ямало-Ненецком АО.

    Отметим, что правительственный прогноз предполагает, что добыча нефти в России в 2012 году увеличится в лучшем случае на 0.9 млн т. Однако эксперты «РИА-Аналитика», проанализировав перспективы каждого из нефтедобывающих регионов, считают, что при сохранении мировой цены нефти выше уровня $100 за баррель, объем добычи нефти в целом по России в 2012 году увеличится по сравнению с 2011 на 4-6 млн т или на 0.8-1.2% (если брать за базу данные Росстата по добыче в 2011 году).

    Подробнее об итогах работы отечественной нефтяной отрасли в 2011 году можно прочитать в бюллетене «РИА-Аналитика», доступном по данной ссылке >>

     

    Россия — второй по величине производитель нефти после

    США

    По данным Росстата, Россия была вторым по величине производителем нефти в мире за первые пять месяцев 2021 года после США.

    ИСТОЧНИК: ТАТНЕФТЬ.РУ

    В период с января по май 2021 года добыча в России составила 10,18 миллиона баррелей в сутки (баррелей в сутки) по сравнению с 11,18 млн баррелей в сутки в США. Саудовская Аравия заняла третье место с примерно 9 миллионами баррелей в сутки. Россия получила большую выгоду от обновленной сделки ОПЕК +, которая позволила ей увеличить добычу нефти без необходимости согласования с более ранним исходным уровнем.Это было более 11 миллионов баррелей в сутки, которые Россия добыла совсем недавно, в конце 2018 года, до того, как российские нефтяные компании увидели сокращение нефти ОПЕК +. Несмотря на стремление к дальнейшему увеличению добычи, российским производителям нефти сложно эксплуатировать свои старые нефтяные скважины. Согласно расчетам Reuters со ссылкой на неопределенный источник, добыча нефти и газового конденсата в России снизилась в июне до 10,42 млн баррелей в сутки с 10,45 млн баррелей в сутки в мае. Федеральное статистическое агентство заявило, что Россия подготовила 10.43 млн баррелей в сутки в мае. Согласно источникам Reuters, у российских производителей могут возникнуть трудности с бурением на истощенных месторождениях, где сложно возобновить работы. Это то, что заставило российские компании неохотно ограничивать добычу, поскольку трудно возобновить буровые работы, которые долгое время не работали из-за происходящих физических и химических процессов. Вероятно, Россия не успеет за увеличением добычи, несмотря на новую сделку ОПЕК + по неуклонному восстановлению добычи. Вице-премьер России Александр Новак заявил, что новая сделка, согласованная группой ОПЕК +, соответствует ситуации на энергетическом рынке.Он добавил, что увеличение добычи на 400 000 баррелей в сутки не является агрессивным для рынка. Спрос растет, как и потребление. Хотя есть новые волны коронавируса, многие считают, что ограничения не такие строгие, как в прошлом, а поездки восстанавливаются. Это видно с точки зрения потребления, поэтому, по словам вице-премьера России, необходимо постепенно обеспечивать рынок и увеличивать объемы производства, чтобы сбалансировать спрос и предложение.

    Поддержите нас

    Если материалы, подготовленные командой Варшавского института, будут вам полезны, поддержите наши действия.Для продолжения нашей миссии необходимы пожертвования от частных лиц.

    Поддержка

    Все тексты, опубликованные Фондом Варшавского института, могут быть распространены при условии указания их происхождения. Изображения не могут быть использованы без разрешения.

    Россия становится вторым по величине производителем нефти в мире

    Соединенные Штаты сохранили свое лидерство в мировой добыче нефти, говорится в сообщении Joint Oil Data Initiative (JODI).Россия заняла второе место, а Саудовская Аравия — третье. Что касается добычи и переработки нефти, то в июне в России произошли незначительные изменения по сравнению с предыдущим месяцем. Показатели добычи и переработки нефти в США выросли намного больше, чем в России. Тем не менее, у всех этих трех стран было зафиксировано снижение соответствующих показателей экспорта. Таким образом, Россия укрепила свое преимущество перед Саудовской Аравией, хотя обе страны являются главными участниками сделки ОПЕК + о сокращении добычи нефти.

    ИСТОЧНИК: GAZPROM-NEFT.COM

    В июне 2020 года США увеличили добычу нефти на 9 процентов за месяц до 10.897 миллионов баррелей в сутки (баррелей в сутки). Кроме того, добыча нефти в России снизилась на 0,17 процента, или 15 000 баррелей, по сравнению с предыдущим месяцем, до 8,376 миллиона баррелей в сутки. В гораздо худшем положении Саудовская Аравия сократила добычу на 11,8 процента в июне 2020 года — месяцем ранее этот показатель составлял 7,484 миллиона баррелей в сутки. Экспорт получил гораздо более серьезный удар — он упал на 17,3 процента по сравнению с предыдущим месяцем до 4,98 миллиона баррелей в день. В июне экспорт из США упал на 5,9% до 2,756 млн баррелей в сутки. JODI не публикует ежемесячные данные об экспорте из России, но считается, что они тоже упали.Тенденция предыдущего месяца, похоже, осталась стабильной. Сообщается, что Россия экспортировала 4,532 миллиона баррелей в сутки в мае и 5,345 миллиона баррелей в сутки в апреле. Что касается объемов перевалки нефти в июне, то и американские, и российские НПЗ отметили тенденцию к росту, в отличие от Саудовской Аравии. Нефтеперерабатывающие заводы США продемонстрировали спад на 7 процентов — до 13 866 миллионов баррелей в сутки — по сравнению с маем. В России перевалка нефти за месяц выросла довольно скромно — на 0,3% (5,109 млн баррелей в сутки). Объем переработки нефти в Саудовской Аравии упал 4.На 5 процентов в месячном исчислении до 1,842 миллиона баррелей в сутки в июне.

    Поддержите нас

    Если материалы, подготовленные командой Варшавского института, будут вам полезны, поддержите наши действия. Для продолжения нашей миссии необходимы пожертвования от частных лиц.

    Поддержка

    Все тексты, опубликованные Фондом Варшавского института, могут быть распространены при условии указания их происхождения. Изображения не могут быть использованы без разрешения.

    лкох.мм — НК Лукойл ПАО Профиль

    Ценообразование

    Объем

    Объем

    0 AV

    Предыдущее Закрытие

    		 6 269,50

    Открыто

    		 6,300,00

    Объем

    		 749,569 749,569 19,41

    Сегодняшний максимум

    		 6,339,00

    Сегодняшний минимум

    		 6,272,00

    Максимум 52 недели

    		 7,013.00

    Низкий уровень за 52 недели

    		 3,961,00

    Израсходованных акций (MIL)

    		 652,50

    Рыночная капитализация (MIL)

    		 4365055,00

    Форвардный P

    		 7,22

    Дивиденды (% доходности)

    		 4,11
Опубликовано в категории: Разное

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *