Проверяемый текст
(Диссертация 2004)
[стр. 140]

140 осуществлялось за счет уменьшения квоты Саудовской Аравии, принявшей на себя функции замыкающего поставщика в рамках ОПЕК в целях сохранения цен на нефть на высоком уровне.
За 1979-1985 гг.
страна снизила свою добычу в пять раз (с 500 до 100 млн.
т.
в год), однако это не смогло удержать цены на нефть от постепенного снижения.
В конкурентной борьбе за рынки, в условиях множественности видов обменных сделок не входящие в ОПЕК государства-экспортеры прибегали к установлению более низких, чем члены этой организации, цен.
Повторялась ситуация, аналогичная периоду действия "двухбазовой системы цен", когда в послевоенное время ближневосточная нефть завоевывала западноевропейский рынок, о чем подробнее будет сказано ниже.
Этому способствовало понижение цен на нефтепродукты, широко использовавшееся экспортерами для установления базиса при определении уровня контрактных цен на нефть.
Речь идет о ценообразовании по принципу "нет-бэк" от английского net-back pricing, то есть определении уровня цен на сырье "обратным счетом" по технологической цепочке от уровня цен продаж конечного продукта.
В условиях, когда страны ОПЕК стремились поддерживать свои отпускные (официальные продажные) цены на максимально высоком уровне, проводимое конкурентами ценообразование по принципу "нет-бэк" обеспечивало им более низкие цены и вело к вытеснению стран ОПЕК с рынка.
В декабре 1985 г.
Саудовская Аравия отказалась от роли замыкающего поставщика.
Страны ОПЕК провозгласили отход от политики поддержания высоких цен на нефть путем ограничения добычи, сменив ее курсом на восстановление "справедливой" доли всех участников на рынке нефти, В течение первого полугодия 1986 г.
ближневосточные страны ОПЕК резко увеличили добычу.
В условиях нарастающего избытка предложения их борьба за увеличение своей доли на рынке вылилась в "войну цен" и привела к их обвалу.
В последующие год-два произошла в каком-то смысле "техническая коррекция” цен.
В условиях широко диверсифицированной и интернационализированной структуры рынка, сложившейся к середине 80-х годов, любое резкое снижение цен должно было неизбежно сопровождаться их некоторым откатом в обратном направлении по принципу колебаний маятника.
И, как отмечалось выше, в течение десятилетия 1988-1998 гг.
(за
[стр. 1]

В 1999-2000 гг., после двухлетнего периода устойчивого снижения, произошел беспрецедентный рост цен на нефть на мировом рынке.
Если за 1997-1998 гг.
цены разовых сделок на маркерную нефть Брент с немедленной поставкой упали с 25 до 10 долларов за баррель, то к весне 2000 г.
эта цена, впервые с момента ирако-кувейтсткой «Войны в (Персидском) Заливе», превысила отметку 30 долларов за баррель.
С ростом цен на нефть может показаться, на первый взгляд, что безнадежно устарела постановка вопроса о создании условий для повышения восприимчивости нефтяного комплекса России к внедрению достижений научно-технического прогресса (НТП), к снижению издержек.
Казалось бы, зачем призывать к снижению издержек, если высокие цены должны обеспечивать рентабельную добычу и при существующих их уровнях? Нужно ли сегодня вкладывать деньги (а значит, и создавать условия для их вложения) в снижение издержек? Не выгоднее ли будет сэкономить на этих мероприятиях и оставить все как есть? Отложить финансирование НТП, ведущего к снижению издержек, на завтра? Но именно результаты проведенного нами анализа убеждают в том, что с подорожанием нефти актуальность темы отнюдь не уменьшилась.
Безусловно, чем выше цены на нефть, тем меньше склонность к инвестициям в снижение издержек в ее разведке, добыче и доставке потребителям.
Однако анализ общемировых тенденций показал, что для основных конкурентов России на мировом рынке характерны существенно более низкие издержки, а в странах, где сегодня они выше, тенденция их снижения стала устойчивой.
Это при сложившейся системе «биржевого» ценообразования усиливает ценовую конкуренцию производителей за рынки сбыта.
Более того, некоторые ведущие нефтяные компании, характеризующиеся устойчивым снижением издержек в течение последних лет, устами своих высших руководителей заявляют об опасности самоуспокоения в связи с ростом цен на нефть и о необходимости продолжать предпринимать соответствующие усилия для дальнейшего снижения издержек, являющегося залогом повышения конкурентоспособности этих компаний на мировом рынке.
В течение двух последних десятилетий расширяется мировое предложение нефти, которое по техническим издержкам становится все более дешевым.
Таким образом, как в случае сохранения высоких нефтяных цен и последующего сокращения спроса на жидкое топливо, так и в случае снижения цен и, вслед за ним, расширения спроса, конкурентные преимущества будут получать страны с более низкими издержками и с более либеральными налоговыми системами.
То есть конкуренты России на этом рынке.
А значит, и конкуренты России на мировом рынке капитала, поскольку инвесторы будут вкладывать деньги именно в конкурентоспособные проекты, способные обеспечить гарантированный возврат и приемлемую рентабельность вложенных средств.
То есть в основном за пределами России.
С ростом цен на нефть появляются предпосылки для обеспечения более плавного, менее болезненного перехода нефтяной отрасли России к этапу снижения издержек при разведке и добыче нефти за счет применения достижений НТП.
Это можно сделать путем создания соответствующих условий, благоприятных для инвестиций (именно инвестиции то есть капитал являются носителем НТП), с одной стороны, и использования части дополнительных доходов, полученных за счет роста цен на нефть, на нужды финансирования НТП в отрасли, с другой.
Поэтому необходимо воспользоваться «ценовой паузой» («ценовой передышкой»), благоприятной конъюнктурой на рынке нефти для организации финансирования технического перевооружения отрасли.
При этом весьма полезно учесть уроки истории, ибо мировые тенденции развития рынка нефти (эволюция его структуры, механизмов ценообразования, динамика издержек) однозначно свидетельствуют о повсеместном повышении конкурентоспособности нефтяных операций.
По крайней мере, за пределами России.
Еще один аспект важности исторического анализа, предпринятого в настоящей работе, заключается в том, что формирующаяся сегодня корпоративная структура российского нефтяного рынка в силу объективных причин повторяет, причем, с существенным лагом запаздывания, этапы развития мирового нефтяного рынка.
Поэтому многие закономерности развития мирового рынка нефти, оставшиеся в историческом прошлом, для отечественного рынка сохраняют свою актуальность, являясь в России реалиями сегодняшнего дня, а некоторые нынешние реалии мирового рынка для нашей страны являются уделом будущего.
Два подхода к оценке колебаний цен Обсуждение проблем, связанных со стратегией развития нефтегазового комплекса России, показало, что мнения участников этой дискуссии (по крайней мере российских) по таким основополагающим проблемам, как общие закономерности и движущие силы развития мирового рынка нефти, современные механизмы его функционирования, а также вопросы ценообразования, существенно расходятся.
Как расходятся они и по вопросу о причинах колебаний цен на нефть на мировом рынке в последние годы (рис.
1).
Рис.
1.
Динамика текущих цен на нефть в последнией трети ХХ столетия В трактовке причин роста цен на нефть в 1999-I квартале 2000 г.
специалисты в основном единодушны и связывают его с политикой ограничения странами ОПЕК предложения жидкого топлива в рамках ужесточения дисциплины соблюдения ими соответствующих квот.
Указанный рост цен поэтому считается чисто конъюнктурным и уже прекращается.
А вот по поводу того, как воспринимать двухлетнее в 1997-1998 гг.
снижение цен на мировом рынке нефти, среди отечественных и иностранных специалистов на сегодняшний день однозначное мнение отсутствует.
По этому вопросу существуют две основные точки зрения.
Если это снижение цен являлось чисто конъюнктурным, то тогда цены (пройдя через период отклонения от устойчивой средней их величины, на сей раз в сторону ее существенного превышения в 1999 I квартале 2000 г.) должны будут через некоторое время снова вернуться на тот уровень, на котором они держались в течение большей части 90-х годов.
Если же снижение цен 1997-1998 гг.
отражало переход рынка нефти в новую качественную фазу его развития, то после взлета 1999 начала 2000 г.
цены могут вернуться и к более низкому уровню, чем средний уровень 90-х.
Итак, первая точка зрения сводится к тому, что падение цен носило краткосрочный, конъюнктурный характер (ввиду мирового финансового кризиса 1997 г., сжатия спроса и как результат появления избытка предложения).
Следовательно, возврат цен в зону от уровня 15 долларов за баррель и выше является закономерным следствием изменения макроэкономической конъюнктуры на стороне спроса, преодолением последствий мирового финансового кризиса.
Эта точка зрения, по-видимому, базируется на экстраполяции результатов статистических исследований динамики мировых цен на нефть за период после «антикризиса» 1986 г.
По расчетам компании BP Amoco, в течение десятилетия 1988-1998 гг.
(за исключением короткого периода «Войны в Заливе») 80% ценовых колебаний происходило в диапазоне 15-21 доллара за баррель; по расчетам Германа Франссена (Petroleum Economics) в диапазоне 15-20 долларов за баррель (здесь и далее в случае отсутствия указаний на конкретный сорт нефти, речь будет идти о маркерном сорте Брент эталонном сорте для западноевропейского рынка, а в случае отсутствия указаний на конкретный тип торговых сделок с нефтью, для которых приводятся цены, о ценах рынка разовых сделок с немедленной поставкой «спот»).
Согласно логике сторонников этой точки зрения, после снижения цен с мартовских 2000 г.
30-долларовых отметок рынок должен будет вернуться к тому равновесному состоянию и к тому уровню цен, на котором они держались на протяжении всех 90-х годов.
Иначе говоря к 15-21 (15-20) доллару за баррель, то есть в тот «диапазон равновесия», который в долгосрочном плане устраивает (ибо устраивал их в 90-е годы) и производителей, и потребителей.
Более низкий уровень цен, наблюдавшийся в 1997-1998 гг., нарушал это макроэкономическое равновесие, и поэтому цены должны будут вернуться именно к указанным исходным рубежам.
А взлет цен до отметки 30 долларов за баррель объясняется (в соответствии с «эффектом маятника») в том числе и технической невозможностью сразу же затормозить в точке равновесия при колебаниях с большой амплитудой (требуется несколько затухающих колебаний).
Еще один аргумент в пользу такой точки зрения средняя цена нефти за долгосрочную перспективу.
По расчетам вышеупомянутого Г.Франссена, за прошедшие 100 лет средняя цена нефти (в долларах 1993 г.) составляет порядка 16 долларов за баррель, или примерно на доллар-полтора выше, если перейти к ценам конца 90-х годов.
Таким образом, указанный подсчет также возвращает цены на нефть в среднюю часть «диапазона равновесия» 15-20 долларов за баррель.
Однако есть и иная точка зрения на природу снижения цен, к числу сторонников которой относится и автор этих строк.
Эта вторая точка зрения не отменяет наличия спросовых факторов снижения цен, но и не сводит объяснение феномена их падения в 1997-1998 гг.
только к последствиям мирового финансового кризиса.
Этот кризис затронул в основном именно финансовую сферу индустриально развитых стран, сферу высокотехнологичных услуг, которые не являются энергоемкими.
Кризис 1997-1998 гг.
касался в основном фондового рынка, а не сферы материального производства, являющейся пока что главным потребителем энергоресурсов вообще и жидкого топлива в частности.
Поэтому роль сокращения спроса в формировании избытка предложения заметна, но не является исчерпывающей.
Не менее важны факторы, лежащие на стороне предложения (исследованию которых уделяется пока существенно меньшее внимание и чему будет посвящена большая часть следующего далее материала).
На наш взгляд, мировой нефтяной рынок в последние годы находится в состоянии перехо да на новый этап своего развития, отличительной особенностью которого является то, что практически все основные нефтедобывающие страны, в том числе и за пределами ОПЕК, готовы рентабельно работать при относительно низких ценах на нефть.
Таким образом, произошло резкое расширение конкурентоспособного предложения при более низком пороге конкурентоспособности поставок.
В среднесрочной перспективе, то есть в течение следующих 6-10 лет, или в рамках очередного всемирного инвестиционного цикла, мировая нефтяная промышленность готова работать (рентабельно осуществлять все свои операции) при относительно низких ценах на нефть не на уровне 15-21 доллара за баррель, державшихся в среднем в течение 90-х годов, а на уровне 12-15 или даже 10-15 долларов за баррель, причем, может быть, даже ближе к нижней, нежели к верхней планке этого диапазона.
Поэтому перед российской нефтяной промышленностью встает задача не утерять свою конкурентоспособность на мировом рынке нефти и на рынке долгосрочных «нефтяных» производственных инвестиций тогда, когда цены неизбежно опустятся вниз.
Сегодняшний день в историческом ракурсе Если посмотреть на динамику цен на нефть в реальном исчислении в максимально долгосрочном историческом плане (за время с начала ее коммерческой добычи), представленную таким авторитетным международным изданием, как энергетический статистический ежегодник компании BP Amoco, то, на наш взгляд, представляется возможным разбить почти 140-летний период на два этапа до и после 1971 г.
с похожей, повторяющейся динамикой цен (рис.
2).
Рис.2.
Динамика цен на нефть в номинальном и реальном исчислениях с 1861г.
до наших дней, долл./барр.
Первые 90 лет развития мировой нефтяной промышленности происходило замедляющееся снижение цен (в реальном исчислении) с заметным уменьшением амплитуды их колебаний по мере становления этой промышленности и формирования рынка жидкого топлива.
Общий тренд кривая, близкая к экспоненте.
В течение последних 30 лет развития мирового рынка нефти наблюдается схожая тенденция: скачкообразный рост при высоком размахе колебаний постепенно сменяется затухающими колебаниями на более низком усредненном уровне цен.
Поэтому напрашивается предположение (рабочая гипотеза): не является ли динамика цен последнего 30-летия повторением, только, возможно, более сжатым, спрессованным во времени, общей экспоненциальной закономерности движения цен (замедленное снижение), присущей периоду 1861-1971 гг.? Не являемся ли мы свидетелями (участниками) нового этапа долгосрочного снижения цен на нефть в реальном исчислении при сохранении конъюнктурных (возможно масштабных) их колебаний, вызванных спецификой структуры нефтяного рынка? Как заметил, выступая недавно на одной из конференций, известный специалист по нефтяному рынку Роберт Мабро, директор Оксфордского института энергетических исследований, «...если хотите оценить долгосрочные тенденции забудьте про сегодняшнее (текущее) состояние рынка, на что обычно опираются в своих выводах специалисты в области формирования общественного мнения».
Таким образом, динамику цен последних лет (снижение в 1997-1998 гг., рост в 1999-начале 2000 г.), быть может, следует рассматривать в существенно более широком контексте не только в рамках последнего десятилетия или тридцатилетия, но на фоне тенденций поведения цен, начиная с ее первой коммерческой добычи в 1859 г.
Тенденции динамики отдельных элементов цены на нефть, которые наблюдаются в последнее время на мировом и российском рынках нефти, не только не совпадают, но, скорее, кардинально расходятся.
В то время как все основные структурные элементы цены на нефть (издержки, налоги, прибыль) в большинстве нефтедобывающих государств за пределами России имеют тенденцию к снижению, причем, достаточно устойчивому, у нас в стране такой тенденции не наблюдается.
В силу изложенного, мировая нефтедобывающая промышленность в целом (имеется в виду именно добывающая отрасль, поскольку потребители жидкого топлива с понятным удовлетворением воспринимают любое, а тем более долгосрочное, снижение цен на нефть) готова эффективно, то есть рентабельно, с приемлемой нормой прибыли, работать при относительно низких ценах на нефть.
А вот российская нефтяная промышленность нет.
Проблему конкурентоспособности российской нефти следует рассматривать, как минимум, в двух плоскостях.
Во-первых, оценивая уровень и динамику конкурентоспособности отечественной нефти, в поисках ответа на вопрос: утрачивает Россия или, наоборот, укрепляет свои конкурентные позиции как на мировом товарном рынке (рынке нефти), так и на мировом рынке капитала (инвестиций в энергетику)? Во-вторых, оценивая перспективы ТЭК как движущей силы будущего экономического роста в России.
Поскольку значение ТЭК для макроэкономического развития страны, с нашей точки зрения, с течением времени не снижается, а увеличивается, то утрата конку рентоспособности российской нефти как товара и российского нефтяного комплекса как объекта для инвестиций чреваты для страны потерей возможностей для устойчивого и качественного экономического роста.
Под контролем международного картеля Обычно при анализе тенденций развития мирового рынка нефти его поведение исследуют, исходя из различных этапов изменения цен.
При этом традиционно выделяют следующие системообразующие события на этом рынке (некоторые из них отмечены на рис.
1): период относительно стабильных цен до начала 70-х годов; арабское нефтяное эмбарго и первый взлет цен в конце 1973 начале 1974 г.; иранская революция 1979 г.
и последовавший за ней второй взлет цен, в результате которого в начале 80-х годов они вышли на уровень своего исторического максимума; последовавшее вслед за этим постепенное снижение цен в первой половине 80-х годов; перенасыщение рынка нефтью стран ОПЕК к середине 80-х годов и провал цен в 1986 г.; происходящие в течение 10 лет после 1986 г.
более-менее устойчивые колебания цен вокруг равновесного диапазона 15-20 долларов за баррель (единственный после 1986 г.
резкий и краткосрочный скачок цен был вызван в 1991 г.
ирако-кувейтской войной в Персидском заливе); последовавшее в 1987-1988 гг.
устойчивое снижение цен на нефть, сменившееся в 1999-начале 2000 г.
столь же динамичным их ростом.
Однако цель настоящей работы рассмотрение развития рынка не столько с точки зрения уровня цен, и поэтому не в рамках традиционных временных отрезков их динамики, сколько анализ эволюции структуры мирового рынка нефти и эволюции механизмов ценообразования на этом рынке.
Поэтому этапизация (периодизация) развития мирового рынка нефти была выбрана несколько иной.
Сложившаяся к сегодняшнему дню структура мирового нефтяного рынка достаточно сложна (см.
рис.
3).
Рис.3.
Структура мирового рынка нефти во второй половине 80-х годов Ситуация представляется следующей.
Рынок нефти до начала 70-х годов являлся одним из наиболее монополизированных в мировой торговле.
Весь цикл операций на нем, от поисково-разведочных работ до сбыта нефтепродуктов различным покупателям, практически полностью контролировался вертикально интегрированными компаниями Международного нефтяного картеля (МНК), к поведению которых приспосабливались и аутсайдеры.
Компании МНК, осуществлявшие нефтяные операции по всему миру, получали нефть, главным образом, по концессионным соглашениям, заключенным с принимающими (в основном развивающимися) странами, а экспортировали ее по долгосрочным контрактам либо своим же отделениям (до 70% всего экспорта), либо самостоятельным нефтеперерабатывающим компаниям.
Последние относи лись, как правило, к категории так называемых независимых компаний, то есть участвовали только в одной-двух последовательных стадиях нефтяной цепочки на территории отдельно взятой страны или региона.
Цены в этот период устанавливались нефтяными монополиями в одностороннем порядке, носили, по существу, трансфертный характер и были заниженными, что соответствовало стратегии картеля, направленной на всемерное расширение потребления жидкого топлива.
Свободный, немонополизированный рынок в этот период играл чисто подчиненную роль (3-5% международной торговли нефтью), которая сводилась к точной подстройке спроса и предложения друг под друга, а уровень цен на рынке базировался на справочных ценах монополий и был устойчиво ниже их.
От горизонтальной конкуренции к вертикальной В 70-е годы, с переходом контроля над собственным нефтяным хозяйством (ресурсы, добыча, цены) к странам ОПЕК, на нефтяном рынке произошла смена конкуренции с горизонтальной (между отдельными вертикально интегрированными нефтяными монополиями) на вертикальную (между хозяйствующими субъектами представителями отдельных звеньев вертикальной структуры нефтяного бизнеса).
Практически вся поступающая на рынок нефть стала закупаться уже не на внутрифирменной, а на коммерческой основе по официальным отпускным ценам стран-членов ОПЕК, которые стали играть роль мировых цен на нефть.
Это, по существу, лишило компании МНК возможности влиять на конъюнктуру рынка со стороны предложения, то есть, путем манипулирования уровнями добычи и отпускных цен.
Однако, сохранив контроль над транспортировкой, переработкой и сбытом, картель сохранил и возможность влияния на конъюнктуру со стороны спроса, манипулируя, в первую очередь, коммерческими запасами и ценами у потребителей.
В этих условиях произошла резкая дестабилизация и дезинтеграция рынка нефти: участились случаи нарушения нефтеснабжения в странах-потребителях; увеличилась неустойчивость цен и пределы их колебаний; расширилось число компаний, ведущих операции с нефтью и нефтепродуктами: наряду с международными монополиями активно начали функционировать нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие независимые, посреднические, а также государственные компании промышленно развитых и развивающихся стран и конечные потребители.
При этом число участников рынка нефти увеличилось как на стороне спроса, так и на стороне предложения, поскольку в 70-е годы произошла массовая национализация добывающих активов компаний МНК, расположенных в основных нефтедобывающих странах Ближнего и Среднего Востока и Африки.
На базе этих национализированных активов созданы национальные нефтяные компании стран-экспортеров.
Все это стимулировало появление новых форм торговли нефтью, увеличение множественности видов обменных сделок.
Продолжилось сокращение операций на основе регулярных контрактов, где цены начали устанавливаться на базе цен разовых сделок, на рынке которых, наоборот, торговля резко активизировалась и дошла до 40-50% международной торговли нефтью.
Со сменой конкуренции с горизонтальной на вертикальную, в условиях нарастания дестабилизационных и дезинтеграционных тенденций именно свободный рынок (рынок «спот», где на условиях разовых или краткосрочных сделок продаются и покупаются излишки нефти вне/сверх заключенных годовых или долгосрочных контрактов) стал индикатором реально складывающегося соотношения спроса и предложения, ориентиром для установления уровней цен как для экспортеров, так и для импортеров.
В конце 70-х годов возникли и впоследствии резко расширились биржевые операции с жидким топливом сначала на Нью-Йоркской товарной и затем (с середины 80-х годов) на Лондонской международной нефтяной биржах, являющихся сегодня основными центрами торговли фьючерсными нефтяными контрактами в Западном и Восточном полушариях.
Резкие колебания цен на нефть послужили толчком для привнесения в международную торговлю нефтью механизмов управления рисками.
Это привело к появлению на рынке нефти менеджеров финансового рынка.
Они принесли с собой технику управления рисками, применявшуюся на финансовых рынках, технику биржевых операций на рынках ценных бумаг.
Чем больше инструментов такого управления оказывается в распоряжении нефтяных компаний и других участников нефтяного рынка, тем более сложной становится структура последнего.
К настоящему времени произошла практически полная перестройка структуры мирового нефтяного рынка, обеспечившая существенное повышение его диверсифицированности и увеличение многообразия и гибкости его механизмов.
Трансформация рынка шла в направлении расширения видов товарообменных сделок, добавления новых сегментов рынка к уже существующим (расширения в направлении «слева-направо», если рассматривать структуру рынка, представленную на рис.
3): от долгосрочных контрактов к разовым сделкам с наличной нефтью (рынок «спот»), далее к форвардным и, наконец, к фьючерсным сделкам.
Словом, доминанта рынка смещалась от сделок в основном с реальной нефтью к сделкам преимущественно с «бумажной» нефтью.
В итоге к концу 80-х годов сформировалась мировая система биржевой торговли нефтью и нефтепродуктами, обслуживаемая в основном тремя центрами (Нью-Йорк NYMEX, Лондон IPE, Сингапур SIMEX) и работающая в 24-часовом режиме реального времени (когда закрывается биржа в Сингапуре открывается в Лондоне, после закрытия которой открывается биржа в Нью-Йорке).
Таким образом, мировой рынок нефти постепенно трансформировался из рынка преимущественно «физического» (торговля наличной нефтью) в рынок преимущественно «финансовый» (торговля нефтяными контрактами), что, по сути, исключает повторение нефтяных кризисов, аналогичных «нефтяным шокам» 70-х годов, поскольку сегодняшний нефтяной рынок предлагает его участникам широкий спектр инструментов страхования ценовых рисков, выработанных на различных сегментах рынка ценных бумаг и их производных.
Характерный пример тому быстрота, с какой был «погашен» ценовый всплеск на рынке нефти, ставший результатом ирако-кувейтской войны.
На долю операций с фактической поставкой нефти и нефтепродуктов приходится всего 1-2% общего числа совершаемых на бирже сделок.
Остальная часть (98-99%) биржевые операции с фиктивным товаром, то есть сделки по хеджированию (страхованию от ценовых рисков) и широко распространенные спе кулятивные операции с жидким топливом.
оэтому сегодняшний биржевой механизм установления цен на нефть и продукты ее переработки представляет собой механизм «сдержек и противовесов», когда на биржевой площадке постоянно борются, и тем самым уравновешивают друг друга, две действующие в противоположных направлениях движущие силы биржевой торговли нефтяными контрактами: нефтетрейдеры, заинтересованные в стабилизации цен, которые через покупку и продажу фьючерсных и форвардных контрактов пытаются застраховать свои ценовые риски, используя механизм хеджирования; биржевые спекулянты, заинтересованные в раскачивании рынка, в усилении его нестабильности, ибо они делают свой бизнес именно на колебаниях цен.
& Глобализация нефтяного рынка Нынешний объем операций с «бумажной» нефтью в стоимостном выражении в сотни раз превышает не только уровни ее физического обращения в сфере торговли, но и уровни ее фактической добычи.
Можно выделить три основных маркерных сорта в международной биржевой торговле нефтью: Брент (для Европы), Дубай (для Азии) и Западно-техасскую смесь (для Америки).
Брент маркерный сорт для Лондонской биржи, Западный Техас для Нью-Йоркской, Дубай для Сингапурской.
Брент и Дубай являются экспортно-ориентированными сортами, объем их продаж на спотовом рынке, то есть продажи наличного товара на рынке разовых сделок, составляет соответственно 60 и 80% от объема добычи нефти этих сортов.
Западно-техасская нефть физически продается в основном на внутреннем рынке США по долгосрочным контрактам, на рынке разовых сделок обращается всего 4% добычи нефти этого сорта.
Однако масштаб биржевых операций с нефтяными контрактами на указанные сорта нефти не только многократно превышает уровни их добычи, но сопоставим в ряде случаев с объемами мировой добычи нефти (см.
таблицу).
Примерный масштаб спотовых и фьючерсных операций на мировом рынке нефти по основным сортам в 1996 г.
Сорт нефти Добыча, барр./сут.
Спотовый рынок Фьючерсный рынок Кол-во сделок Объем операций, барр./сут.
Кол-во сделок Объем операций, барр./сут.
Брент 775 тыс.
28/мес.
465 тыс.
65 тыс./сут.
43млн Западный Техас 28/мес.
12./сут.
30 тыс.
150 тыс./сут.
100 млн Дубай 250 тыс.
12/мес.
200 тыс.
60/мес.
(форвард) 1млн Легкая Аравийская 5 млн Всего в мире 70 млн Источник: Petroleum Intelligence Weekly/ENI Так, объем операций на фьючерсном рынке с нефтью Дубай (Сингапурская международная товарная биржа) всего в четыре раза превышает объем физической добычи нефти этого сорта и составляет около полутора процентов мировой добычи нефти.
Объем операций на фьючерсном рынке с нефтью Брент (Лондонская международная нефтяная биржа) в 55 (!) раз превышает объем физической добычи нефти этого сорта и составляет 61% мировой добычи нефти.
Объем операций на фьючерсном рынке с западно-техасской нефтью (Нью-Йоркская товарная биржа) в 133 (!!!) раза превышает объем физической добычи нефти этого сорта и на 60% -объем мировой добычи нефти.
Различный масштаб биржевых операций на разных рынках отражает как различную продолжительность торговли нефтяными контрактами на разных площадках (Нью-Йоркская биржа является, с этой точки зрения, самой старой, а Сингапурская самой молодой), так и различный набор биржевых инструментов, предлагаемых на этих площадках.
Существование трех географических центров биржевой торговли, наряду с мощным развитием компьютеризации, телекоммуникации и информационных технологий, обеспечили истинную глобализацию мирового рынка нефти, его функционирование в режиме реального времени, взаимозависимость и соподчиненность цен на нефть в разных районах земного шара.
Формирование по сути единого информационного пространства мировой нефтяной промышленности позволяет увеличивать временные горизонты фьючерсных торгов.
Если на начальных этапах биржевой торговли фьючерсные котировки выставлялись на период от трех до шести месяцев, то сегодня горизонты фьючерсной торговли на рынке жидкого топлива расширились по отдельным товарным позициям до шести лет.
Это дает возможность заблаговременно формировать ожидания субъектов рынка в отношении движения цен на нефть и продукты ее переработки и тем самым уменьшать риски непредсказуемых ценовых колебаний, увеличивать стабильность нефтяных операций, повышать их надежность, уменьшать цену их финансирования и т.п.
С другой стороны, учитывая масштаб операций на фьючерсном рынке, то, какое количество нефтяных контрактов (обязательств на покупку и продажу нефти) и с какой интенсивностью обращается на этом рынке, можно утверждать, что сегодня фьючерсный рынок способен реагировать на малейшие колебания конъюнктуры, причем, не только нефтяной, но и макроэкономической, в любой точке земного шара.
И поскольку три основные биржи, которые действуют сегодня в мировой торговле, позволяют совершать операции в круглосуточном режиме, то на практике получается, что нет такого значимого изменения в мировой политике или в мировой экономике, которое не отразилось бы на поведении рынка.
Следовательно, можно говорить о том, что сегодня вряд ли следует ожидать столь резких единовременных колебаний цен на нефть, которые мы видели в 70-х годах.
Но нам сегодня, видимо, предстоит испытывать более многочисленные и частые, но менее интенсивные колебания цен вследствие постоянного изменения мировой экономической конъюнктуры, которая будет находить свое отражение в поведении цены через механизмы работы фьючерсного рынка.
Именно вследствие работы этих механизмов котировочная цена сегодня, в большей степени, отражает в каждый конкретный момент времени балансировочную цену подстройки спроса и предложения друг под друга.
Итак, сегодня доминирующим, с точки зрения установления цен на нефть, является именно биржевой рынок, несмотря на то, что объем его фактического товарооборота (в расчете на фактические поставки нефти) составляет менее 1% от общего объема международной торговли нефтью.
Многократно переходя из рук в руки в ходе биржевых торгов, нефтяные контракты учитывают в режиме реального времени все какие-либо существенные для нефтяного рынка изменения глобальной экономической и политической конъюнктуры.
Это означает, что принципы и закономерности ценообразования оторваны сегодня от физических объемов поставок.
Так, на долю легкой аравийской нефти крупнейшего в мире месторождения Гафар (Саудовская Аравия) приходится 7% мировой добычи нефти, однако эта нефть более не является маркерным сортом в ценообразовании.
Сегодняшние уровни и тенденции изменения цен определяются товарооборотом на рынке «бумажной» нефти.
В силу того, что мировой нефтяной рынок претерпевал постоянные изменения в сторону расширения многообразия своей внутренней структуры, со временем трансформировались и механизм ценообразования на этом рынке, и формула определения основных (базисных, маркерных) цен.
Эти изменения дают основание предложить следующую периодизацию развития мирового рынка нефти, начиная с зарождения международной торговли нефтью в начале века и выхода нефтяных монополий на международную арену.
На наш взгляд, исходя из доминирующего на мировом рынке механизма ценообразования, можно выделить четыре этапа его развития: до 1947 г.; с 1947 по 1971 г.; с 1971 по 1986 г.; с 1986 г.
по настоящее время.
От картельного принципа к конкурентному Периоды эволюции механизма ценообразования отличаются четко выраженными чертами (см.
табл.
1).
Первые три этапа характеризуются картельным принципом ценообразования, однако, на разных этапах это были разные картели с разным составом участников.
На первых двух этапах "ценообразующий" картель состоял из семи вертикально интегрированных крупнейших международных нефтяных компаний (Exxon, Mobil, Galf, Texaco, Standard Oil of California все американские, British Petroleum английская, Royal-Dutch/Shell англо-голландская; ряд исследователей полагает, что Международный нефтяной картель состоял из восьми компаний, включая также французскую Compani Franzes du Petrol).
На третьем этапе доминирующая роль в ценообразовании перешла к картелю, состоявшему из 13 государств ОПЕК (Саудовская Аравия, Кувейт, Иран, Ирак, Объединенные Арабские Эмираты, Катар Ближний и Средний Восток; Алжир, Ливия, Нигерия, Габон Африка; Венесуэла, Эквадор Южная Америка; Индонезия Юго-Восточная Азия).
Табл.
1.Эволюция механизма ценообразования на мировом рынке нефти Периоды До 1947 г.
1947-1971 гг.
1971-1986 гг.
1986 г.
по наст.
время Принцип ценообразования Картельный Картельный Картельный Конкурентный Кто устанавливает цену МНК МНК ОПЕК Биржа Число участников ценообразования 7 7 13 Множество Характер преимущественной конкуренции Горизонтальная Горизонтальная Вертикальная Вертикальная + горизонт.
Динамика спроса Устойчивый рост Устойчивый рост Рост/снижение Замедленный рост Динамика издержек (основной фактор динамики) Снижение (природный) Снижение (природный) Рост (природный)/ снижение (НТП) Снижение (НТП) Маркерные сорта Западная техасская Западная техасская, Легкая аравийская Легкая аравийская, Западная техасская Западная техасская, Брент, Дубай Динамика и уровни цен (долл./барр., в текущих ценах) Без особых изменений, около 2 Без особых изменений, около 2 Рост с 2 до 40 (к 1981), снижение до 30(к 1985), падение до 10 (1986) Колебание в пределах 15-20 (до 1997), снижение до 10(до 1999), рост до 25 (1999) Система расчета цен CIF в точке доставки FOB Мексиканский залив + фрахт FOB Мексиканский залив + 2 фрахта FOB Персидский залив + фрахт Биржевые котировки Доминирующие виды внешнеторговых сделок Регулярные (Объем + Цены) Регулярные (Объем + Цены) Регулярные (Объем) + разовые (Цены) Разовые (Объем) + регулярные (Объем) + биржевые (Цены) Доминирующие цены Трансфертные, справочные, рыночные Трансфертные, справочные, рыночные Рыночные, справочные, трансфертные Рыночные, трансфертные И с т о ч н и к: Составлено автором Только с 1986 г.
картельный принцип ценообразования назначение цен ограниченной группой игроков по своему усмотрению уступил место бирже, где цены устанавливаются в результате конкурентной борьбы двух противоборствующих групп огромного числа игроков по жестко регламентированной и прозрачной процедуре.
И они отражают в каждый момент времени текущий баланс спроса и предложения с поправкой на систему сиюминутных конъюнктурных факторов экономического и политического характера, учитывающих многочисленные риски изменения ситуации на рынке нефти.
Лишь с 1986 г., с нашей точки зрения, начал реально действовать конкурентный принцип ценообразования за счет появления инструментов биржевой торговли и, вследствие этого, увеличения числа субъектов предпринимательской деятельности на рынке сверх критических параметров, то есть многократно превысив количество игроков, хотя бы теоретически подлежащих (возможных для) картелизации.
Кто устанавливает цены? До 1971 г.
на рынке повсеместно доминировали компании Международного нефтяного картеля, в период 70-80-х годов в добывающей части нефтяного бизнеса (так называемый апстрим от английского Upstream) доминировали страны ОПЕК в лице своих государственных нефтяных компаний, а в транспортировке, переработке и сбыте (так называемый даунстрим от английского Downstream) продолжали доминировать международные и независимые частные нефтяные компании, а также государственные нефтяные компании стран-импортеров.
Соответственно изменилось число участников процесса ценообразования.
Сначала это были 7 (или 8 -см.
выше) компаний картеля, затем 13 стран ОПЕК, сегодня это множество участников процесса ценообразования на бирже.
Чем определяется надежность поставок? В период доминирования на рынке Международного нефтяного картеля конкуренция в основном была горизонтальной между входящими в него отдельными компаниями и независимыми компаниями на рынках материнских стран.
Горизонтальной конкуренции между отдельными подразделениями этих компаний не было, поскольку их центры прибыли размещались в политически стабильных, устойчивых экономиках, либо материнских (для этих нефтяных компаний) государствах, либо в третьих странах.
В любом случае за пределами добывающих государств.
Вертикальная конкуренция на рынке стала доминировать позже, в 70-е годы, после проникновения на рынки развивающихся стран и закрепления на них независимых нефтяных компаний.
Этот процесс стал особенно заметным после национализации активов международных компаний нефтедобывающими странами и выхода на международную арену государственных компаний.
Приобретя контроль над основными добывающими активами мировой нефтяной промышленности, страны ОПЕК превратились в 70-е годы в основного игрока на рынке нефти.
Вместе с этим сменился и доминирующий характер конкуренции, преобладать стала вертикальная конкуренция между национальными (в основном добывающими) компаниями стран ОПЕК (созданными на основе добывающих активов вертикально интегрированных международных компаний) и компаниями, действующими в сфере переработки, сбыта и т.п.
Впоследствии на мировом нефтяном рынке активно происходили процессы диверсификации и глобализации деятельности его субъектов.
В итоге произошло взаимопроникновение многих компаний в смежные виды деятельности либо в географическом, либо в технологическом плане.
При этом прежде четкие границы сфер деятельности стали размытыми, произошло не столько замещение одного вида доминирующей конкуренции другим, сколько усиление и горизонтальной, и вертикальной конкуренции.
Вот почему в настоящее время происходит резкое усиление конкурентных процессов на нефтяном рынке.
Основная конкуренция развертывается на рынке между государственными (национальными) и международными (частными) нефтяными компаниями.
Как следует из данных табл.
2, разведка и добыча углеводородов в мире ("апстрим") преимущественно государственный бизнес, в нем, безусловно, доминируют государственные нефтяные компании, контролируя более 90% запасов и свыше 70% добычи нефти и газа.
Табл.
2.
Разведка и добыча углеводородов в мире преимущественно государственный бизнес, % Компании Запасы Добыча Нефть Газ Нефть Газ Национальные нефтяные компании* 93 93 72 70 Частные нефтяные компании 7 7 28 30 * С долей государства более 50% (плюс "Газпром").
И с т о ч н и к: Petroleum Finance Company, 1995 г.
Переработка нефти ("даунстрим") контролируется в основном частными международными нефтяными компаниями, которые не могут полностью обеспечить свои заводы поставками сырья, добываемого внутри корпоративной структуры этих компаний, поэтому основные "перерабатывающие" компании превратились в нетто-покупателей сырья.
По данным компании ENI, объем переработки нефти 12 крупнейшими мировыми "нефтеперерабатывающими" компаниями в 1,7 раза превышает объем добываемой ими нефти.
В то же время объем добычи нефти основными "добывающими" компаниями в 3,1 раза превышает принадлежащие им мощности по переработке, поэтому они превратились в нетто-продавцов сырья (см.
рис.
1).
Рис.
1.
Корпоративная структура мирового рынка нефти в добывающей («апстрим») и перерабатывающей («даунстрим») его частях Корпоративная структура мирового рынка нефти в добывающей («апстрим») и перерабатывающей («даунстрим») его частях Национальные нефтяные компании сегодня контролируют доступ к ресурсам углеводородов.
Поэтому для них крайне важно обеспечить себе гарантированный выход на рынок.
Международные нефтяные компании контролируют доступ к рынкам и стремятся добиться для себя надежных поставок углеводородного сырья.
Одной из основных характеристик такой "надежности" сегодня является предсказуемость и прозрачность ценообразования, то есть возможность прогнозирования компаниями своих (в первую очередь расходных) бюджетов.
Поэтому международные нефтяные компании, потеряв контроль над источниками поставок углеводородов, были заинтересованы в "вырывании из рук" государств ОПЕК ценообразующих рычагов и в формировании такого механизма ценообразования, который отвечал бы интересам покупателей сырья.
В данную категорию попали сами международные нефтяные компании.
В целом мировой нефтяной рынок сохраняет высокую степень концентрации и монополизации: как следует из данных рис.
1, на долю 24 крупнейших нефтяных компаний (12 крупнейших "добывающих" и 12 крупнейших "перерабатывающих") приходится 61% мировой добычи и 45% переработки нефти.
По другим данным, на 10 крупнейших частных компаний приходится 16% мирового объема добычи нефти, но такая же доля рынка нефтепродуктов принадлежит всего трем нефтяным гигантам.
Некоторые аспекты усиления конкурентной борьбы на рынке в частности, технологические и геополитические применительно к России будут более подробно рассмотрены в последующих статьях начатой серии.
Динамика спроса На первых двух этапах (см.
табл.
1) мировая экономика характеризовалась интенсивным и устойчивым ростом спроса на жидкое топливо.
Это был период быстрорастущего рынка нефти, когда его реформирование (образование новой структуры управления рынком) было адекватно переделу "увеличивающегося пирога" в интересах узкой группы крупных компаний.
В это время переделы рынка происходили в тех случаях, когда масштабы его динамичного развития перерастали возможности эффективной организации его структуры в интересах доминирующей группы игроков, а также в результате проникновения на него новых хозяйствующих субъектов, требовавших своей части растущего бизнеса.
Повышение динамики спроса обеспечивало возможность ключевым игрокам делиться с новичками приростами бизнеса, не меняя "правил игры" на рынке в целом.
В 1971-1986 гг.
были периоды как роста (до начала 80-х годов), так и снижения спроса (в первой половине 80-х годов).
На данном этапе новых сегментов рынка становилось явно недостаточно для удовлетворения притязаний вторгающихся на него свежих игроков без пересмотра сложившейся расстановки сил.
К тому же изменения, произошедшие в системе международных отношений, усиление позиций развивающихся стран в системе ООН (в первую очередь, признание "Нового международного экономического порядка" и другие изменения в системе международного права в пользу признания суверенитета развивающихся государств над своими природными ресурсами) повлекли за собой требования принимающих государств пересмотреть условия действующих концессионных соглашений с нефтяными компаниями.
В такой обстановке ограничиться перераспределением "приростов бизнеса", как это было ранее, зачастую стало уже невозможно.
Все это потребовало пересмотра "правил игры" во всем бизнесе, а не только в приращиваемых его частях.
Феномен снижения абсолютных объемов спроса на жидкое топливо в начале 80-х годов объясняется следующим.
После первых нефтяных кризисов начала 70-х годов промышленно развитые страны-импортеры нефти, пытаясь противостоять политике роста цен, проводимой странами ОПЕК, стремились ослабить зависимость от ее поставок как путем диверсификации источников нефтеснабжения, так и за счет наращивания отечественной добычи для вытеснения внешних поставок нефти из баланса энергоснабжения.
(Автор придерживается концепции не двух, а трех нефтяных кризисов 70-х годов, разделяя точку зрения Ж.-М.Шевалье, что стартовый толчок необратимым изменениям на мировом рынке нефти был дан не общеизвестным повышением цен 1973-1974 гг., а уже первым, не замеченным многими исследователями, кризисом 1970-1971 гг.) Однако потребовалось очередное ценовое потрясение нефтяного кризиса 1979-1980 гг., прежде чем энергоемкость (и, особенно, нефтеемкость) ВВП промышленно развитых стран пошла резко вниз.
Таким образом, с каждым последующим нефтяным кризисом, по мере нарастания глубины "нефтяных" проблем в мировой экономике, происходило последовательное замещение нефти стран ОПЕК в потреблении промышленно развитых государств: наращиванием импорта нефти из других источников; наращиванием собственной добычи нефти; наращиванием потребления других углеводородов (газа); наращиванием потребления других энергоресурсов (угля, электроэнергии); наращиванием потребления других производственных ресурсов (труда, капитала).
Изменение соотношения различных факторов, действующих как в сторону роста, так и в сторону снижения потребления жидкого топлива, привело к временному сокращению объемов его использования (и спроса на него) в начале 80-х годов.
Впоследствии факторы, действующие в сторону увеличения энергопотребления, продолжали преобладать.
С середины 80-х годов происходит замедленный рост мирового спроса на жидкое топливо.
Однако механизм современного устройства рынка, на наш взгляд, был актуализирован в период именно снижения спроса на жидкое топливо, когда многократно возросшее к тому времени число игроков на нефтяном рынке было особенно заинтересовано в таком его устройстве, при котором в максимальной степени учитывались бы их интересы.
По нашему мнению, именно формирование неустойчивой динамики спроса на жидкое топливо стало одним из важнейших факторов формирования сегодняшней, наиболее справедливой (то есть отражающей интересы максимального числа участников), структуры нефтяного рынка и механизмов ценообразования на нем.
Положение на рынке во многом предопределяют производственные издержки.
Их высокий уровень и неблагоприятная динамика являются для российской нефтяной промышленности одним из важнейших параметров возможной утраты конкурентоспособности на мировом рынке нефти, а следовательно, и на рынке инвестиций в нефтяную промышленность.
Причина этого в слабой восприимчивости производства к достижениям научно-технического прогресса.
С одной стороны это рецидив старой, "советской", системы хозяйствования.
С другой стороны, когда сумма издержек и налогов российских нефтяных компаний зачастую превышает валовую выручку, для многих из них инвестиции в НТП (в снижение издержек) являются гораздо менее эффективными, чем "инвестиции" в снижение налогов путем получения отдельных индивидуальных льгот и т.п.
Как будет показано далее, до начала 70-х годов средние по миру издержки разведки и добычи снижались как результат однонаправленного действия научно-технического прогресса и природного фактора.
После 1971 г.
и вплоть до начала 80-х годов ухудшение природных условий вводимых в разработку месторождений перевешивало действие НТП, вследствие чего на этом этапе издержки росли.
С начала 80-х годов во взаимодействии природного фактора и научно-технического прогресса влияние последнего перевесило, и начался новый этап снижения издержек, которое идет и сегодня и, вероятно, будет продолжаться и далее.
Изменение уровня цен Для полноты анализа укажем здесь фигурирующие на рынке маркерные сорта нефти.
Первоначально маркерным (эталонным) сортом в международной торговле была Американская (сейчас Западная техасская) нефть, поскольку США были основным экспортером, на рынке работали большей частью американские компании и формула ценообразования была привязана к ценам FOB (Мексиканский залив).
С наращиванием поставок нефти из зоны Персидского залива одним из международных маркеров стала Легкая аравийская нефть (нефть крупнейшего в мире месторождения Гафар в Саудовской Аравии).
Ее эталонный характер определялся очень большим удельным весом (сегодня 7%) в мировой добыче.
В 1971-1986 гг., в период доминирования ОПЕК на нефтяном рынке, маркерные сорта оставались прежними, но их роль в международной торговле изменилась: значение Легкой аравийской нефти возросло, Западной техасской упало.
В этот период ценообразование на мировом рынке было привязано к ценам Легкой аравийской нефти FOB (Рас-Танура).
В настоящее время имеются три основных маркерных сорта, соответствующие трем главным биржам на трех региональных рынках: Западная техасская нефть для американского рынка, Нью-Йоркской товарной биржи, Брент для европейского рынка, Международной нефтяной биржи в Лондоне и Дубай преимущественно для рынка Азиатско-Тихоокеанского региона, Сингапурской международной товарной биржи.
До 1947 г.
цены на нефть в текущем измерении держались на низком уровне и имели тенденцию к снижению.
Затем, до начала 70-х годов, оставались практически неизменными в том же ценовом диапазоне на уровне менее 2 долларов за баррель.
1971-1986 гг.
период сильных колебаний.
В результате повышения нефтяных цен в 70-е годы их уровень для Легкой аравийской нефти в среднегодовом измерении и в текущем исчислении вырос с менее 2 долларов за баррель в 1972 г.
до почти 36 долларов за баррель в 1980 г.
Суточные же котировки нефти этого сорта в отдельные моменты в 1980 и 1981 гг.
достигали 40 долларов за баррель, после чего началось их постепенное снижение.
К 1986 г.
среднегодовые цены на Легкую аравийскую нефть снизились на 20% (до 27,5 доллара за баррель в 1985 г.).
В 1986 г.
произошло резкое падение цен до уровня примерно 12 долларов за баррель в среднегодовом исчислении, суточные же котировки опускались ниже "психологической" отметки 10 долларов за баррель.
События 1986 г.
получили известность как "нефтяной антикризис".
Тогда ситуация на рынке нефти кардинальным образом изменилась.
После повышения цен 70-х годов импортный спрос сокращался, прежде всего, на нефть стран ОПЕК при одновременном повышении ее поставок на мировой рынок из государств, не входящих в эту организацию.
Вот почему политика ОПЕК была направлена на максимизацию доходов от вывоза нефти и осуществлялась посредством скоординированного ограничения предложения жидкого топлива.
Сокращение экспорта нефти из стран ОПЕК в основном осуществлялось за счет уменьшения квоты Саудовской Аравии, принявшей на себя функции замыкающего поставщика в рамках ОПЕК в целях сохранения цен на нефть на высоком уровне.
За 1979-1985 гг.
страна снизила свою добычу в пять раз (с 500 до 100 млн т в год), однако это не смогло удержать цены на нефть от постепенного снижения.
В конкурентной борьбе за рынки, в условиях множественности видов обменных сделок не входящие в ОПЕК государства-экспортеры прибегали к установлению более низких, чем члены этой организации, цен.
Повторялась ситуация, аналогичная периоду действия "двухбазовой системы цен", когда в послевоенное время ближневосточная нефть завоевывала западноевропейский рынок, о чем подробнее будет сказано ниже.
Этому способствовало понижение цен на нефтепродукты, широко использовавшееся экспортерами для установления базиса при определении уровня контрактных цен на нефть.
Речь идет о ценообразовании по принципу "нет-бэк" от английского net-back pricing, то есть определении уровня цен на сырье "обратным счетом" по технологической цепочке от уровня цен продаж конечного продукта.
В условиях, когда страны ОПЕК стремились поддерживать свои отпускные (официальные продажные) цены на максимально высоком уровне, проводимое конкурентами ценообразование по принципу "нет-бэк" обеспечивало им более низкие цены и вело к вытеснению стран ОПЕК с рынка.
В декабре 1985 г.
Саудовская Аравия отказалась от роли замыкающего поставщика.
Страны ОПЕК провозгласили отход от политики поддержания высоких цен на нефть путем ограничения добычи, сменив ее курсом на восстановление "справедливой" доли всех участников на рынке нефти.
В течение первого полугодия 1986 г.
ближневосточные страны ОПЕК резко увеличили добычу.
В условиях нарастающего избытка предложения их борьба за увеличение своей доли на рынке вылилась в "войну цен" и привела к их обвалу.
В последующие год-два произошла в каком-то смысле "техническая коррекция" цен.
В условиях широко диверсифицированной и интернационализированной структуры рынка, сложившейся к середине 80-х годов, любое резкое снижение цен должно было неизбежно сопровождаться их некоторым откатом в обратном направлении по принципу колебаний маятника.
И, как отмечалось выше, в течение десятилетия 1988-1998 гг.
(за
исключением короткого периода "Войны в Заливе") 80% ценовых колебаний происходило в диапазоне 15-21 доллар за баррель.
Доминирующие виды внешнеторговых сделок В период с 1947 по 1971 г.
(то есть на первых двух рассматриваемых нами этапах) доминирующим видом внешнеторговых сделок были регулярные сделки, которые определяли как объемы торговли, так и уровень цен.
На этапе 1971-1986 гг.
начал активно развиваться и постепенно играть самостоятельную роль как доминирующий субъект в определении цены рынок разовых сделок, хотя до начала 70-х годов на него приходилось лишь 3-5% международной торговли и нужен он был только лишь для точной подстройки друг под друга спроса и предложения жидкого топлива.
В 70-е годы значение разовых сделок стало интенсивно возрастать: в первой половине указанного десятилетия на них приходилось не более 5-8%, в середине 10-15%, а в 80-х годах уже не менее 40-50% международной торговли нефтью.
Таким образом, с середины 80-х годов именно рынок разовых сделок стал определяющим с точки зрения объемов мировой нефтяной торговли.
Однако ценообразующим сегментом рынка разовые сделки стали еще раньше во время нефтяного кризиса 1973-1974 гг., когда именно на них начали постоянно ориентироваться в своей динамике официальные отпускные цены (см.
рис.
2).
Поэтому до середины 80-х годов регулярные сделки в значительной степени определяли объемы международной торговли нефтью, но цена к этому времени уже в значительной степени определялась на рынке разовых сделок.
Рис.
2.
Доминирующая роль цен разовых сделок в международной торговле нефтью в 1970-1980 гг.
Доминирующая роль цен разовых сделок в международной торговле нефтью в 1970-1980 гг.
На четвертом этапе преобладать в определении объемов торговли продолжал рынок разовых сделок.
В свою очередь, рынок регулярных сделок переместился на второе место они просто поменялись местами.
А к бирже перешла ценообразующая роль на ней стали формироваться цены, причем в сделках и с немедленной, и с отсроченной поставкой.
Итак, в итоге эволюции структуры нефтяного рынка именно к бирже перешла ценоустановительная и ценообразовательная функция.
В процессе развития рынка менялись и доминирующие цены.
На начальных этапах, представленных в табл.
2, это были, во-первых, трансфертные цены, использовавшиеся вертикально интегрированными международными нефтяными компаниями для минимизации своих налоговых отчислений по месту добычи нефти.
Во-вторых, справочные цены, применявшиеся для расчета налоговых отчислений в бюджеты тех развивающихся стран, где международные нефтяные компании являлись концессионерами.
В-третьих, рыночные цены, которые применялись на том сегменте рынка, где работали действительно независимые субъекты.
На третьем этапе ситуация несколько изменилась.
Набор доминирующих цен остался тот же, но иной стала их иерархия.
На первое место вышли рыночные цены, то есть цены разовых сделок (см.
рис.
2).
Институт справочных цен сохранялся по той причине, что наряду с существованием официальных отпускных цен ОПЕК (в основном до 1977 г.
до волны национализаций в странах ОПЕК) продолжала существовать и практика установления справочных цен для исчисления налогов концессионеров.
И, соответственно, трансфертные цены.
На четвертом этапе механизм справочных цен отсутствует.
Сохранились лишь цены рыночные и цены трансфертные (последние в очень ограниченном применении).
До 1947 г.
действовала так называемая однобазовая система цен, при которой цены рассчитывались по формуле «залив плюс фрахт».
Если быть более точным то по формуле «Мексиканский залив плюс фиктивный фрахт» (см.
таблицу) в соответствии с Ачнакаррским соглашением о создании Международного нефтяного картеля, заключенным основными международными нефтяными компаниями в 1928 г.
Эволюция формулы ценообразования на мировом рынке нефти Периоды, кто устанавливает цену Формула цены До 1947 г., МНК Ц CIF = Ц FOB/МЗ + Ф ф/МЗ 1947-1971 гг., МНК К западу от нейтральной точки: Ц CIF = Ц FOB/МЗ + Ф р/МЗ К востоку от нейтральной точки: Ц CIF = Ц FOB/МЗ + Ф р/ПЗ 1971-1986 гг., ОПЕК Ц CIF = Ц FOB/ОПЕК-ооц + Ф р/ОПЕК После 1986 г., биржа ЦCIF = Биржевые котировки Ц FOB (встр.) = Ц CIF/бирж.
Ф р И с т о ч н и к: составлено автором Ачнакаррское соглашение предусматривало закрепление за каждой компанией определенной квоты продаж на том или ином рынке за пределами США.
Центральным элементом этого картельного соглашения был механизм повышения рентабельности нефтяных операций компаний МНК за счет установления единой формулы образования цены реализации нефти у покупателей за пределами США.
Она определялась как цена нефти Мексиканского побережья США плюс действующие фрахтовые ставки от этого побережья до порта доставки товара вне зависимости от того, откуда фактически осуществлялись физические поставки нефти.
При этом в соответствии с соглашением физические поставки нефти на тот или иной рынок за пределами США должны были осуществляться каждой компанией в пределах выделенной ей квоты из ближайшего к этому рынку района нефтедобычи.
При такой системе ценообразования для покупателя не имело никакого значения, откуда фактически поступала нефть.
Если ему можно было поставлять нефть с месторождений, расположенных ближе Мексиканского залива, вся экономия (как на издержках добычи, так и на издержках транспортировки) доставалась компаниям-участницам картеля (см.
рис.1).
Рис.
1.
Механизм действия «однобазовой системы цен» на мировом рынке нефти в период 1928-1947 гг.
(все цифры в условных единицах) Механизм действия «однобазовой системы цен» на мировом рынке нефти в период 1928-1947 гг.
Действие Ачнакаррского соглашения не распространялось на американский внутренний рынок, дабы избежать нарушения американского антитрестовского законодательства.
Однако, в соответствии с законом США Вэбба-Померена 1918 г., американским компаниям разрешалось действовать за рубежом методами, запрещенными для применения на внутреннем рынке антимонопольным законодательством.
Заключив картельное Ачнакаррское соглашение, крупнейшие нефтяные компании заблокировали цены на нефть, обеспечив тем самым постепенное возрастание своей прибыли благодаря открытию в это время новых дешевых месторождений на Ближнем и Среднем Востоке.
Кроме того, они всеми способами препятствовали вступлению на нефтяной рынок новых продавцов, которые в результате снижения издержек оказались бы в очень выгодной позиции и могли бы, сохраняя рентабельность своих операций, проводить демпинговую политику по отношению к компаниям картеля.
Таким образом, цена CIF в любой точке земного шара определялась в тот период так, как если бы эта нефть была добыта в США и, соответственно, поставлена покупателю из района Мексиканского залива.
Например, заправляясь во время второй мировой войны в Абадане, в глубине Персидского залива, американский и британский флоты должны были платить за бункеровку судов цену, равную цене мазута FOB Техасские порты США плюс надбавку за ее фиктивную доставку из Мексиканского залива до Абадана.
В это время на долю американского экспорта приходилось около трети всей нефти, потребляемой за пределами США.
Поэтому Ачнакаррское соглашение и закон Вэбба-Померена защищали интересы как крупных, так и мелких американских производителей.
В стране действовало множество мелких нефтедобывающих компаний, издержки добычи у которых были маржинально высоки.
В стремлении под держивать уровень конкуренции на внутреннем рынке американское правительство проводило политику защиты независимых национальных производителей, устанавливая такой уровень внутренних цен, который обеспечивал бы этим мелким компаниям приемлемую рентабельность.
Поэтому закрепление в качестве ценообразующей формулы «залив плюс фрахт» давало возможность мелким и средним независимым американским нефтяным компаниям сохранять свой бизнес, а крупным международным нефтяным корпорациям получать сверхприбыли как за счет разницы в издержках (между маржинально высокими издержками добычи американской нефти и низкими издержками добычи ближневосточной и другой «зарубежной» нефти, добываемой американскими компаниями в рамках концессионных соглашений с развивающимися странами и поставляемой на рынки развитых стран), так и за счет разницы в транспортных расходах (между высокими фиктивными издержками транспортировки из района Мексиканского залива и более низкими реальными издержками транспортировки из ближайшего к месту потребления района добычи).
Двухбазовая система цен После войны американские и английские административные расследования заставили изменить систему расчета цен «залив плюс фрахт».
В 1947 г.
компании МНК признали Персидский залив в качестве второй базы для расчета цен, приравняв, таким образом, цены FOB Мексиканский залив к ценам FOB Персидский залив и устранив призрачные затраты на перевозку нефти от Мексиканского залива к Персидскому.
В действие вступила так называемая двухбазовая система цен, при которой фрахтовые ставки рассчитывались или от Мексиканского, или от Персидского залива, но в обоих случаях исходной была цена нефти FOB Мексиканский залив (см.
таблицу).
В этой новой системе ценообразования присваиваемая компаниями рента сократилась на сумму, равную затратам на воображаемую перевозку, но разница между маржинально низкими издержками добычи нефти в районе Персидского залива и маржинально высокими издержками в США, определяющими уровень мировых цен на нефть, сохранилась.
Через механизм трансфертных цен компании выводили эту сверхприбыль из-под налогообложения ближневосточных стран и фиксировали ее в своих «центрах прибыли».
Действующую в это время формулу ценообразования можно было бы охарактеризовать как «два залива плюс фрахт», но более точным будет иное определение: «залив плюс два фрахта».
При «двухбазовой системе цен», формирующейся на основе двух центров доставки, появилась так называемая нейтральная точка, в которой цена нефти, доставленной из двух заливов, становилась одинаковой.
Поначалу эта точка оказалась расположенной в Средиземном море, по соседству с Мальтой.
Все страны к востоку от нее снабжались из района Ближнего Востока, а расположенные западнее из района Мексиканского залива и Венесуэлы (см.
рис.
2).
Рис.
2.
Механизм действия «двухбазовой системы цен» на мировом рынке нефти в период 1947-1971 гг.
(все цифры в условных единицах) Механизм действия «двухбазовой системы цен» на мировом рынке нефти в период 1947-1971 гг.
Чтобы поднять объем добычи нефти на Ближнем Востоке и увеличить тем самым массу своих прибылей, компании МНК должны были превратить Европу в зону, заинтересованную в нефтеснабжении исключительно с Ближнего Востока.
Это удалось сделать, опустив цены на ближневосточную нефть ниже уровня FOB Мексиканский залив (что вполне позволял запас сверхприбыли, равный разнице в издержках добычи в США и на Ближнем Востоке) и тем самым сдвинув «нейтральную точку» из района Средиземноморья дальше на запад.
Эти действия вполне вписывались в американскую «Программу восстановления Европы» (известную как «План Маршалла»), озвученную как раз в июне 1947 г.
Европа в то время испытывала жесточайший энергетический кризис.
В послевоенной, тогда по преимуществу угольной, Европе ощущалась нехватка угледобывающих мощностей, производительность была низкой, дисциплина слабой, во многих профсоюзах горняков доминировали коммунисты.
В этих условиях нефть стала частью решения проблемы она должна была вытеснить уголь в промышленности и электроэнергетике.
Без нефти «План Маршалла» был бы мертв.
Однако рост поставок нефти в Европу привел к росту затрат на ее покупку.
Примерно половина импортируемой нефти поставлялась американскими компаниями и подлежала оплате в долларах.
Для большинства европейских стран нефть была крупнейшей расходной статьей бюджета.
Примерно 20% «Плана Маршалла» должно было уйти на оплату нефтяных поставок.
Получалось, что американское государство напрямую субсидировало американские нефтяные компании.
В этих условиях государственные органы стран-импортеров развернули борьбу за снижение цен на ближневосточную нефть в целях сокращения своих бюджетных расходов.
Векторы интересов крупнейших нефтяных компаний и государственных органов Европы и Америки совпали, и это привело к прекращению действия Ачнакаррского соглашения.
Установление для завоевания Европы цен ближневосточной нефти ниже уровня FOB Мексиканский залив привело к естественному стремлению компаний МНК проникнуть с ближневосточной нефтью на американский рынок для дальнейшего наращивания сверхприбылей.
Продолжение снижения цен привело в итоге к перемещению «нейтральной точки» на восточное побережье США.
В 1949 г.
основные нефтяные компании решили признать Нью-Йорк в качестве единой базы для расчета цен на нефть независимо от места ее добычи.
В этом городе и находилась «нейтральная точка» вплоть до начала 70-х годов.
Ценообразование на базе цен ОПЕК В 1971-1986 гг., когда ценообразование осуществлялось на базе официальных отпускных цен ОПЕК, основной ценообразующей формулой стала «Персидский залив плюс реальный фрахт» (см.
таблицу).
После относительно безрезультатного первого десятилетия существования ОПЕК (образована в 1960 г.) эта организация выступила инициатором пересмотра в сторону повышения как уровня официальных (справочных) цен на нефть, так и доли в прибылях и собственности в соглашениях с основными международными нефтяными компаниями.
Состоявшаяся в декабре 1970 г.
Конференция ОПЕК объявила о готовности, в случае неудачи переговоров с компаниями, перейти к установлению цен своим решением в одностороннем порядке.
Сначала в 1971 г.
(переговоры в Тегеране и Триполи), затем в 1972 г.
(переговоры в Женеве) ОПЕК добивалась удовлетворения своих требований за счет нефтяных компаний.
В октябре 1973 г.
представители арабских неф теэкспортирующих государств вели в Вене очередные переговоры с главными международными нефтяными компаниями об уровне цен на нефть.
Известие о начале военных действий сделало арабские страны более решительными в своих требованиях на переговорах.
Но эта решительность натолкнулась на встречную непреклонность нефтяных монополий.
И переговоры провалились.
Тогда на заседании в Кувейте 16 октября 1973 г.
шесть основных нефтеэкспортирующих государств Персидского залива приняли решение впредь устанавливать цены каждой страной в индивидуальном порядке без консультаций с главными нефтяными компаниями.
С этого момента ценовые ориентиры стал устанавливать рынок разовых сделок, движимый поначалу паническими настроениями покупателей, связанными с ожиданиями физической нехватки предложения.
Арабский бойкот на поставки нефти в США и Нидерланды (где расположен крупнейший Роттердамский порт с его нефтехранилищами основной перераспределительный центр нефтеснабжения Западной Европы и центр физической торговли ею в этом регионе) подхлестнул возникновение на рынке панических настроений, что привело к готовности ряда покупателей платить за нефть абсолютно запредельную по тем временам цену.
Эта готовность опиралась в значительной степени на резко возросшую к тому времени зависимость импортеров от поставок нефти странами ОПЕК (в США доля импорта нефти достигала 1/3 потребления, причем в основном из арабских стран).
В начале декабря 1973 г.
Иран «проверил» рынок, устроив нефтяной аукцион.
Несколько сравнительно мелких нефтяных компаний предложили цену 16-18 долларов за баррель нефти с издержками добычи менее 1 доллара за баррель, продававшуюся совсем недавно не дороже 5 долларов за баррель.
Цены на более качественную ливийскую и нигерийскую нефть достигали 20 долларов за баррель.
При таких совершенно очевидных признаках паники среди покупателей ОПЕК на Тегеранском совещании 22-23 декабря 1973 г.
установила цену на уровне 11,65 доллара за баррель.
Эта цена сохранилась даже после отмены арабского нефтяного эмбарго в начале 1974 г.
Вторая волна повышения цен развивалась по аналогичному сценарию, когда вслед за революцией в Иране и растущей паникой среди покупателей последовал более чем двукратный рост цен.
Таким образом, на этом этапе развития рынка формула ценообразования определялась странами ОПЕК, отчасти воспроизводя в зеркальном отображении ситуацию предыдущих лет, когда цены FOB определялись маржинальными техническими издержками добычи в США.
На этом этапе цена CIF у покупателя определялась по похожей на период до 1947 г.
формуле «залив плюс фрахт», однако на сей раз «залив» в этой формуле был уже не Мексиканский, а Персидский, фрахт вполне реальный, а цены FOB определялись взлетевшим вверх уровнем официальных отпускных цен ОПЕК, львиную долю в которых составляли не технические издержки (как в случае с США на предыдущих этапах развития рынка), а введенные странами ОПЕК налоговые отчисления.
Устанавливая за счет повышенных налоговых отчислений новые уровни своих официальных отпускных цен, страны ОПЕК ориентировались на оценки маржинальных издержек ее производства: при добыче в труднодоступных районах, при разработке тяжелой и высоковязкой нефти, при полу чении искусственных ее аналогов из битуминозных песчаников и горючих сланцев.
Поэтому поставщики из других, помимо стран ОПЕК, районов добычи, вычитая из полученной таким образом цены CIF свои фактические расходы, связанные с транспортировкой, получали величину сверхприбыли, определяемую разницей между официальными отпускными ценами ОПЕК и ценами FOB этих поставщиков.
Биржевая система цен В настоящее время (начиная с декабря 1985 г., как было отмечено выше) ценообразование происходит не по принципу «цена FOB плюс фрахт», а на основе цены CIF, устанавливаемой на бирже как равновесная (отражающая настроение рынка на каждый конкретный момент времени) цена спроса и предложения.
Таким образом, принцип формирования цены сменился: вместо прямого сложения цен по стадиям технологической цепочки от производителя к потребителю, происходит исчисление цены FOB по принципу расчета «встречной цены», то есть обратным счетом от цены CIF, из которой вычитаются все издержки, связанные с доставкой добытой нефти на рынок.
Конкурентоспособность той или иной нефти определяется сегодня по формуле встречной цены, исходя из того, как на бирже (три основные биржи Нью-Йорк, Лондон, Сингапур) устанавливаются биржевые котировки.
Значит, для того, чтобы российская нефть была конкурентоспособной на рынке, цена ее производства должна вписываться в расчетную цену FOB, определяемую по формуле встречной цены.
Исходя из вышеизложенного, можно говорить об объективном характере сегодняшнего ценообразования, которое происходит на мировом рынке нефти, в отличие от первых трех представленных в таблице этапов, когда субъектами ценообразования были компании Международного нефтяного картеля (первый и второй этапы) или страны ОПЕК (третий этап).
Анализ показывает, что в мировой нефтяной промышленности (за пределами России) происходит сокращение в абсолютном выражении всех трех указанных выше компонентов цены (издержек, налогов, прибыли).
Причем оно адекватно снижению уровня самой цены, происшедшему за последние 20 лет.
Среди причин снижения цены выделим, прежде всего, четыре главные.
1.
Интенсивный научно-технический прогресс (НТП) устойчивая тенденция сокращения «технологических» издержек разведки и добычи.
Как будет показано далее, в течение 1981-1996 гг.
происходило снижение среднемировых издержек разведки и разработки нефти примерно на 1 доллар за баррель ежегодно.
Это обеспечило снижение «порога рентабельности» разрабатываемых месторождений на 16 долларов за баррель в ценах 1997 г.
2.
Реструктуризация институциональных структур (слияние и поглощение компаний) как элемент политики снижения «административных» (за счет сокращения аппарата) и «финансовых» (за счет повышения финансовых рейтингов объединенных структур) издержек.
3.
Либерализация инвестиционных режимов в принимающих странах уменьшение налоговой составляющей в цене, то есть сокращение для компаний элемента «вмененных» издержек: снижение планки единичных запасов месторождений, пригодных для рентабельной добычи, расширение объема вовлекаемых в разработку ресурсов, расширение массы прибыли, компенсация принимающей стране «упущенных» от снижения эффективной налоговой ставки доходов.
4.
Предоставление дополнительных правовых гарантий инвесторам (в рамках национального законодательства и международных двухи многосторонних договорно-правовых актов).
Как результат уменьшение номенклатуры и абсолютных значений рисков осуществления предпринимательской деятельности и готовность нефтяных компаний работать при меньших значениях нормы прибыли, необходимой для адекватной компенсации меньших рисков.
Рассмотрим (хотя бы в первом приближении) динамику издержек добычи нефти как одного из трех основных компонентов ее цены.
Ключевой момент технологические усовершенствования Динамика издержек разведки и добычи углеводородов в значительной степени определяется соотношением двух компонентов «природного фактора» и научно-технического прогресса и носит циклический характер.
Под «природным фактором» подразумеваются геологические характеристики разрабатываемых месторождений, природно-климатические условия района разработки, его географическое местоположение относительно основных центров потребления.
Влияние НТП всегда и в любой отрасли изначально нацелено на уменьшение доли издержек в цене производимого продукта.
При этом следует различать «революционный» прогресс за счет качественной смены технологий, при котором возможно скачкообразное увеличение эффективности (следовательно резкое сокращение издержек), и «эволюционный» НТП за счет количественных усовершенствований в рамках действующих технологий, результатом которого является монотонное повышение эффективности (и столь же медленное, но устойчивое снижение издержек).
Естественный вопрос: а зачем вообще необходимо снижать издержки? Во-первых, для того, чтобы повысить отдачу (возврат) средств на инвестиции.
Во-вторых, для того, чтобы расширить сегодняшнюю ресурсную базу отрасли/компании (точнее, объем доказанных извлекаемых запасов, технически возможных и экономически целесообразных сегодня к извлечению (см.
рис.1).
Рис.
1.
Добывающая промышленность: для чего необходимо снижать издержки? Вследствие неравномерности концентрации природных ресурсов в недрах Земли обычно, по мере роста добычи, требуются все более современные, более сложные, а значит, и более дорогие технологии.
Это предопределяется переходом к освоению: новых районов (сегодня глубоководных морских акваторий, арктических районов и др.); новых геологических структур (сегодня сложнопостроенных, подсолевых и др.); новых жидкостей (сегодня сверхтяжелых нефтей, битуминозных песчаников и др.).
Выход в этих условиях позволяют найти разведка, освоение и извлечение все более и более труднодоступных и трудноизвлекаемых запасов углеводородов по мере снижения издержек разведки, освоения и извлечения, то есть перевод нетрадиционных ресурсов в категорию традиционных запасов, а именно доказанных извлекаемых запасов.
Технологические усовершенствования (НТП) есть ключевой элемент на этом пути.
По мнению Жана-Ноэля Буларда (компания TotalFina), существуют четыре основных линии (или эффекта) «технологического» снижения издержек: «эффект удобрения»; «эффект масштаба»; «эффект повторения/обучения»; «эффект технологических прорывов».
Я бы добавил сюда и пятую линию «эффект мультипликатора» от одновременного применения сразу нескольких достижений научно-технического прогресса, обеспечивающих не сложение, а как бы перемножение вышеперечисленных эффектов.
«Эффект удобрения» есть результат использования в нефтяной отрасли достижений НТП других отраслей.
Примеры использования «эффекта удобрения» в нефтяной отрасли: применение компьютерных технологий, повышение качества стали, прогресс в области турбинои компрессоростроения (рост мощностей при уменьшении размеров) и т.п.
«Эффект масштаба» (эффект концентрации) снижение удельных затрат с ростом единичных масштабов.
Примеры такого эффекта из области морской добычи нефти и газа: мощность свай (эффект в отношении размеров и веса платформ), грузоподъемность морских кранов (эффект в отношении единичных размеров модулей монтируемого оборудования и верхней палубы платформ).
«Эффект масштаба» становится особенно наглядным, если сопоставить уровни издержек освоения нефтяных месторождений различных размеров по регионам (см.
рис.
2).
Рис.
2.
Уровни издержек освоения нефтяных месторождений по регионам «эффект масштаба» И с т о ч н и к: IHS Energy Group По мере роста единичных запасов издержки снижаются в экспоненциальной зависимости, наиболее крутое падение по месторождениям Мексиканского залива, наиболее пологое Ближнего и Среднего Востока.
«Эффект повторения/обучения» есть результат снижения издержек за счет накопления опыта в ходе многократного повторения тех или иных операций и «спрямления» (упрощения) траектории достижения цели.
Применительно к месторождениям норвежского сектора Северного моря этот эффект может быть проиллюстрирован следующим примером: стоимость оборудования устья скважин сократилась за 1987-1995 гг.
в четыре раза.
«Эффект технологических прорывов».
Наиболее заметное сокращение издержек может быть обеспечено за счет как прямых, так и косвенных последствий радикального изменения технологий.
В последнем случае не столько за счет сокращения числителя дроби «долларов за тонну», сколько за счет увеличения ее знаменателя (например, путем повышения успешности поисково-разведочного бурения или коэффициента нефтеотдачи).
Некоторые примеры «технологических прорывов» в добывающих отраслях: прогресс в сейсмических технологиях (трехи четырехмерная сейсмика), более эффективное бурение (направленное, горизонтальное, разнонаправленное из од ного ствола и др.) и т.п.
По данным компании TotalFina, приведенным на одной из конференций в лондонском Королевском институте международных отношений, использование различных форм горизонтального бурения дало следующий эффект: применение горизонтального разбуривания с берега продуктивного пласта шельфового месторождения, расположенного на глубине 1,5 км ниже уровня морского дна и на расстоянии 8 км от берега, вместо традиционного освоения со стационарной платформы, дало экономию капитальных и эксплуатационных затрат в размере 40%; в слабопроницаемом нефтяном коллекторе, сложенном карбонатными породами, рассматриваются два случая: а) применение одиночной горизонтальной скважины вместо традиционной вертикальной, обеспечивающее двукратный рост продуктивности при росте затрат всего на 20%, и б) применение четырех горизонтальных скважин, пробуренных из одного ствола, вместо традиционной вертикальной, дающее трехкратный рост продуктивности скважины при увеличении затрат всего на 40%.
Вектор динамики издержек меняет знак В послевоенные годы прирост добычи и доказанных запасов в мировой нефтяной промышлен ности обеспечивался в основном за счет открытия и разработки крупных и уникальных месторождений углеводородов ближневосточных государств, расположенных в исключительно благоприятных геологических и географических (с точки зрения мирового нефтеснабжения) условиях (см.
рис.
3).
Рис.
3.
Приросты запасов нефти в мире в результате открытий новых месторождений в ХХ в.
И с т о ч н и к: Shell (1999)/Masters и др.
(1994) Влияние отдельных факторов на динамику издержек разведки и добычи нефти в мире Периоды Факторы динамики (направления векторов) Научно-технический прогресс Природный фактор Результирующий вектор До конца 60-х годов снижение снижение снижение Конец 60-х начало 80-х годов снижение рост рост Начало 80-х конец 90-х годов снижение рост снижение Конец 90-х начало XXI в.
снижение рост снижение -? И с т о ч н и к: Составлено автором Как будет показано далее, и сегодня издержки разведки и добычи нефти на Ближнем и Среднем Востоке остаются кратно ниже, чем в других основных нефтедобывающих районах.
Таким образом, вплоть до конца 60-х годов «природный» фактор действовал в сторону снижения предельных (в расчете на прирост мощностей по добыче) и средних (с ориентацией на весь эксплуатационный фонд скважин) издержек добычи.
В этот период НТП носил в основном «эволюционный» характер, а действие обоих факторов было однонаправленным при их наложении друг на друга с одинаковым знаком (см.
таблицу).
На этой стадии развития рынка природный фактор, по сути, подменял собой НТП и сокращал стимулы к внедрению его достижений, поскольку обеспечивал и без участия последнего крайнюю дешевизну открытия и разработки богатейших месторождений ближневосточных государств.
На рубеже 60-70-х годов наблюдавшееся в течение всего послевоенного времени снижение динамики предельных и средних издержек разведки и добычи нефти сменилось их ростом (см.
рис.
4).
Рис.
4.
Выровненная динамика издержек добычи углеводородов в мировой нефтегазовой промышленности в период смены тенденций во второй половине ХХ в.
И с т о ч н и к: Работа А.Конопляника, Ю.Куренкова Основная причина этого перелома в тенденциях изменившееся соотношение «вкладов» различных факторов в динамику процесса.
Научно-технический прогресс продолжал действовать в сторону снижения издержек, в первую очередь на разрабатываемых месторождениях, где его влияние постепенно затухало: происходило неизбежное исчерпание потенциала «эволюционного» прогресса.
Интенсивный рост цен на нефть в 70-е годы привел к расширению поисково-разведочных работ и наращиванию запасов, в первую очередь за пределами стран ОПЕК.
Прирост запасов стал все в большей степени обеспечиваться более мелкими месторождениями, расположенными в сложных геологических и суровых природных условиях, причем в удаленных от рынков сбыта районах то есть все более дорогой нефтью.
Словом, с начала 70-х годов действие указанных факторов было разнонаправленным: влияние НТП (причем с затухающей эффективностью, поскольку интенсивный рост цен на нефть в эти годы создавал крайне ограниченные стимулы к снижению издержек) лишь отчасти компенсировало, снижало роль природного фактора.
Результирующий вектор изменения издержек был направлен в сторону их роста, причем практически во всех нефтедобывающих регионах (см.
рис.
4).
Ситуация опять изменилась с середины 80-х годов.
Постепенное снижение цен на нефть после достижения исторического максимума в начале этого десятилетия (ответ мировой экономики на рост цен на нефть в предыдущем десятилетии путем постепенного перехода к энергосберегающей модели экономического роста) закончилось их «обвалом» в 1986 г.
К этому времени НТП стал более интенсивным, по ряду направлений приобрел «революционный» характер, особенно в области активно вовлекаемых в разработку глубоководных морских месторождений, трехмерной сейсмики, горизонтального бурения и т.д.
И если соотношение факторов динамики издержек продолжает оставаться разнонаправленным (природный фактор, как и в 70-е годы, действует в сторону роста издержек в основном вследствие того, что новые открытия все так же перемещаются в более труднодоступные районы), резкое увеличение эффективности НТП привело к тому, что результирующий вектор динамики издержек опять поменял свой знак.
Началась новая фаза снижения издержек, продолжающаяся до сих пор.
Своеобразным полигоном «революционного» научно-технического прогресса в сфере морской нефтедобычи стало Северное море.
Сравнение продолжительности (времени между началом освоения и добычей первой нефти) и издержек освоения сходных по запасам месторождений в британском секторе Северного моря в 70-х и 90-х годах показало, что за этот период время освоения сократилось вдвое с четырех до двух лет, а издержки освоения более чем на 75%.
То есть среднегодовые темпы снижения издержек составляли 3% (данные приводились на одной из специальных конференций в лондонском Королевском институте международных отношений специалистами американского Министерства энергетики).
Именно при освоении североморских месторождений удалось «разорвать» существовавшую ранее при применении стационарных свайных и/или гравитационных оснований морских эксплуатационных платформ жесткую корреляцию между глубиной моря над залежью и материалоемкостью (и стоимостью) платформы, а следовательно и удельными затратами на добычу тонны нефти из морских месторождений.
В пределах глубин моря до 200-300 м в 70-е и 80-е годы альтернативы таким платформам не было, поэтому увеличение глубины моря над залежью автоматически приводило к адекватному росту издержек добычи нефти.
Задачей НТП, ставшей особенно актуальной при переходе к освоению глубин свыше 200-300 м, было разорвать эту жесткую связь между глубиной моря и издержками добычи.
Ответом научно-технического прогресса на вызов времени стало появление технологий добычи нефти, не требующих стационарных эксплуатационных оснований.
Сначала это были так называемые ТЛП (от англ.: tension-leg platform) полупогружные платформы, закрепляемые на дне с помощью напряженных тросов.
Отработка технологии ТЛП в Северном море и Мексиканском заливе дала возможность перейти к освоению месторождений при глубинах моря, достигающих 1000 м и более (Гвинейский залив, шельф Бразилии), обеспечивая даже снижение издержек добычи по сравнению с менее глубоководными месторождениями (за счет отказа от необходимости строить стационарные эксплуатационные платформы).
Следующим шагом стали технологии подводного заканчивания скважин, устраняющие саму потребность даже в полупогружной платформе, на палубе которой (в случае ТЛП) крепится добывающее оборудование.
Эти технологии дают возможность осваивать еще более глубоководные месторождения при дальнейшем снижении издержек.
Такие технологические прорывы позволили существенно снизить порог рентабельности разрабатываемых месторождений и расширить объем доказанных извлекаемых запасов мировой нефтяной промышленности даже без открытия новых залежей (за счет одной лишь переоценки рентабельных для добычи в результате снижения издержек запасов).
Научно-технический прогресс дает возможность не только вовлекать в хозяйственный оборот новые, ранее неоткрытые или нерентабельные месторождения, но и увеличивать извлекаемый потенциал разрабатываемых недр за счет переоценки величины их запасов (напомним, в западных классификациях ресурсов понятие «запасы» есть категория экономическая).
Переоценка запасов в результате внедрения достижений НТП является важным фактором расширения ресурсной базы отрасли наряду с открытиями новых месторождений (третий важный компонент расширения ресурсной базы на корпоративном уровне образуют покупки компаний, их слияния и поглощения).
С выходом на поздние стадии «естественной динамики» роль переоценки запасов возрастает, а новых открытий ослабевает.
В подобных случаях растет склонность нефтяных компаний к инвестициям не только и не столько в разведку новых месторождений, сколько в повышение извлекаемого потенциала разрабатываемых месторождений.
По расчетам Фрэнсиса Осборна (Energy Market Consultants), приведенным на одной из конференций, для основных международных компаний вклад в прирост запасов вышеперечисленных компонентов (новые открытия, повышение нефтеотдачи, поглощения других компаний) составляет примерно 70:12:18 для вертикально интегрированных компаний и примерно 82:4:14 для чисто добывающих компаний.
Такая система приоритетов нефтяных компаний в отношении поисково-разведочных работ является вполне очевидной, если рассматривать разведку и добычу в терминах финансовых потоков.
Дисконтированные финансовые потоки обычно являются положительными в случае открытия крупных и гигантских месторождений.
При ином раскладе они могут оказаться (и чаще всего оказываются) отрицательными (для получения положительных финансовых потоков требуется объединение нескольких открытий в один проект).
Поэтому на поздних стадиях «естественной динамики» более эффективными могут оказаться инвестиции специализированных фирм в повышение нефтеотдачи разрабатываемых месторождений, а также приращение запасов через механизмы фондового рынка.
Так, по данным Геологической службы США, за счет уточнения (переоценки) величина запасов индивидуальных нефтяных месторождений в «смежных» 48 штатах страны растет в среднем на 1% в год.
С 1981 по 1996 г.
переоценка запасов 135 крупнейших месторождений стран ОПЕК дала позитивные изменения по 100 месторождениям, негативные по 20-ти и нулевые по 15-ти.
Средний за 15 лет прирост запасов в расчете на месторождение в результате их переоценки составил 22,5%.
За этот же период времени переоценка запасов 53 месторождений за пределами стран ОПЕК (без США и Канады) дала позитивные изменения по 43 месторождениям, негативные по восьми и нулевые по двум.
Средний за 15 лет прирост запасов в расчете на месторождение в результате их переоценки составил по этой группе 62,3%.
Таким образом, растет потенциал наращивания добычи на старых месторождениях за счет применения достижений НТП, реализующих не «эффект концентрации» (что является основным механизмом получения прибыли для вертикально интегрированных компаний), а «эффект специализации» (что является основным механизмом получения прибыли для мелких и средних независимых специализированных компаний).
Сегодня НТП в нефтегазовой отрасли характеризуется весьма высокой эффективностью в первую очередь вследствие того, что отрасль активно применяет в своих интересах технологические достижения других, в том числе военных, отраслей в области конструкционных материалов, электронно-вычислительной и двигательной техники, телекоммуникаций и т.п., используя так называемый эффект удобрения.
Поэтому несмотря на низкий уровень затрат на НИОКР (по данным Journal of Petroleum Technologies, в середине 90-х годов отношение этих затрат к продажам составляло в топливной промышленности всего 0,8% против, например, 4% в автомобильной промышленности, 4,1% в химической, 4,2% в аэрокосмической и военной, 5,5% в электротехнической и электронной промышленности, 10,6% в здравоохранении), отрасль смогла существенно сократить издержки разведки и добычи.
Приведем несколько конкретных примеров достижений НТП в нефтяной отрасли, взятых из доклада Пьера-Рене Боки, специального советника председателя компании Total, на 4-й Европейской конференции Международной ассоциации экономики энергетики (Берлин, сентябрь 1998 г.).
За 1973-1994 гг.
грузоподъемность морских кранов возросла в 10 раз, за 1970-1995 гг.
мощность свай в Северном море увеличилась в 9 раз, скорость трубоукладочных работ в Норвежском секторе Северного моря возросла за 1975-1994 гг.
более чем втрое, стоимость устьевого оборудования для подводного заканчивания скважин снизилась за 1987-1995 гг.
в четыре раза.
За 1985-1998 гг.
время проведения стандартной программы трехмерной сейсмики на акватории 1000 км2 сократилось более чем втрое, а ее стоимость (компания Total, дальневосточный шельф) снизилась в 2,5 раза лишь за 1991-1993 гг.
По оценке Питера Дэйвиса, профессора Центра Международного энергетического, нефтяного и горного права и политики университета г.
Данди (Шотландия), за 1982-1994 гг.
среднемировые значения издержек на разведку и освоение месторождений нефти сократились в реальном исчислении с 16 до 4 долларов за баррель.
Проведенные им расчеты удельных затрат на разведку и освоение месторождений нефти для восьми крупнейших нефтяных компаний, представленные на встрече экспертов Международного энергетического агентства в Дохе (Катар) в мае 1997 г., показали, что за период 1983-1995 гг.
эти расходы (в расчете на единицу прироста запасов в результате новых открытий, пересмотра оценок запасов и повышения нефтеотдачи) сократились вдвое (в ценах 1995 г.): с 8 до 4 долларов за баррель (см.
рис.
1).
Рис.
1.
Динамика удельных затрат на разведку и разработку восьми крупнейших нефтяных компаний Рис.
1.
Динамика удельных затрат на разведку и разработку восьми крупнейших нефтяных компаний Сходные уровни издержек были получены Стивом Лукасом (компания British Gas).
По его расчетам, в 1995 г.
издержки разведки и освоения для нефтяных компаний, акции которых котируются на биржах США, составили 4,4 доллара за баррель нефтяного эквивалента, а с учетом эксплуатационных расходов 8,0 долларов за баррель при средней цене углеводородов 12,1 доллара за баррель (см.
таблицу).
Примерно на таком же уровне 7-8 долларов за баррель оценивает издержки разведки, освоения и добычи (плюс приемлемую норму прибыли нефтяных компаний) директор Оксфордского института энергетических исследований Роберт Мабро (данные приводились на вышеупомянутой конференции в Дохе).
Из расчетов П.Дэйвиса и С.Лукаса фактически следует, что монополия крупнейших компаний на обладание достижениями НТП закончилась выравнивание уровня издержек у крупнейших компаний и средних издержек по бизнесу в целом является, очевидно, как свидетельством, так и результатом интернационализации нефтяного бизнеса во всех его проявлениях.
По данным Дэна Йергина, президента американской консалтинговой фирмы Cambridge Energy Research Associates, за 1981-1996 гг.
среднемировые издержки разведки и добычи уменьшились (в ценах 1997 г.) с 21 до менее чем 5 долларов за баррель, при этом все большая и большая часть их снижения обеспечивается технологическими инновациями.
Таким образом, в течение 1981-1996 гг.
происходило снижение среднемировых издержек разведки и добычи нефти примерно на 1 доллар за баррель ежегодно.
Это обеспечило при прочих равных условиях снижение «порога рентабельности» разрабатываемых месторождений на 16 долларов за баррель в целом за указанный период в неизменных ценах (см.
рис.
2).
Рис.
2.
Динамика цен на нефть и среднемировых издержек ее добычи в реальном исчислении в последней трети ХХ века, долл./барр.
Рис.
2.
Динамика цен на нефть и среднемировых издержек ее добычи в реальном исчислении в последней трети ХХ века, долл./барр.
Следует, правда, оговориться, что определение «порога рентабельности» уровнем издержек добычи справедливо только для национальных (государственных) нефтяных компаний, если они освобождены от необходимости уплачивать налоги с добытой нефти.
Для всех прочих компаний он определяется суммой издержек и налогов, поэтому более интенсивное снижение издержек может быть компенсировано повышением налогов, в результате чего возникает вероятность, что «порог рентабельности» окажется неизменным.
Однако, как будет показано далее, в большинстве добывающих государств происходила либерализация налоговых режимов, что также действовало в сторону понижения «порога рентабельности».
Издержки разведки, освоения и добычи нефти для котируемых на биржах США нефтяных компаний Стадия жизненного цикла месторождения (инвестиционного проекта) Источники финансирования Нефтяные компании, котируемые на биржах США (1995г.) Затраты на соответствующие операции, операции, млрд долл.
Долл./барр.
нефтяного эквивалента* Поиски и разведка Потоки наличности, новый акционерный капитал 12 1,2 Освоение Потоки наличности, долговое финансирование (корпоративные заимствования и проектное финансирование), новый 33 3,2 Добыча Потоки наличности 37 3,6 И т о г о 82 8,0 Средняя цена углеводородов 12,1 *Добыча рассматриваемых компаний в 1995 г.
составила 10,4 млрд.
барр.
И с т о ч н и к: Steve Lukas.
Financing Requirements of the International Oil & Gas Industries.
Institute of Petroleum Conference, London, 17 February 1997.
Наиболее интенсивное сокращение издержек пришлось на 80-е годы, то есть на период устойчивого снижения цен на нефть (с 40 до 12 долларов за баррель в текущих ценах).
В 90-е годы динамика нефтяных цен (по выровненному тренду) оставалась практически неизменной в течение большей части десятилетия, несмотря на достаточно интенсивные, вызванные конъюнктурными причинами, краткосрочные отклонения цен в ту или иную сторону от средних значений.
В этот период снижение издержек существенно замедлилось и даже почти прекратилось, поскольку их упавший к началу 90-х годов уровень при подъеме цен в район 20-долларовой отметки (за баррель) стал обеспечивать нефтяным компаниям более высокую норму рентабельности и без дальнейшего (требующего серьезных затрат) сокращения издержек.
Иначе говоря, экономические стимулы к дальнейшему интенсивному снижению издержек в 90-е годы были ослаблены, что и замедлило темп их уменьшения в это время.
В результате существенного сокращения всех компонентов издержек (несмотря на тенденцию снижения цен на нефть) многие проекты, рентабельность которых в 80-е годы была отрицательной или оставалась под вопросом, вошли в зону устойчивой рентабельности в 90-е годы.
Так, в 1985 г., при уровне цен на нефть 30 долларов за баррель, рентабельность освоения сверхтяжелых нефтей бассейна реки Ориноко представлялась сомнительной.
В 1998 г., при уровне цен менее 15 долларов за баррель, компании Conoco, Total, Mobil начали осуществление первых крупных проектов в этом районе (величина капиталовложений в каждый проект оценивается в 2-4 млрд долларов).
Рост рентабельности разведки и добычи Показательной является приведенная на рис.
1 динамика издержек производства жидкого топлива из битуминозных песчаников в Канаде: за 15 лет издержки сократились более чем в 3,5 раза (с 35 с лишним до 10 долларов за баррель).
Динамика их снижения хорошо коррелируется с динамикой цен на нефть в этот период.
Рис.1.
Динамика издержек производства жидкого топлива из битуминозных песчаников в Канаде, долл./барр.
Рис.1.
Динамика издержек производства жидкого топлива из битуминозных песчаников в Канаде, долл./барр.
И с т о ч н и к: Financial Times/Centre for Global Energy Studies Многие из проектов освоения труднодоступной нефти, которые раньше были нерентабельными, сегодня оказываются технически рентабельными для разработки (то есть без учета налоговой составляющей в цене) даже при ценах менее 10 долларов за баррель (см.
табл.
1).
Табл.1.
Оценки издержек добычи труднодоступной нефти (по проектам с началом добычи до 2005 г.), долл./барр.
Проект Эксплуатационные расходы Капиталовложения Всего Тяжелая нефть Калифорния, США (повышение нефтеотдачи) 5-9 2,5-3 7,5-12 Западная Канада (повышение нефтеотдачи) 3-5 2,5-3 5,5-8 Мексика 1 5-6 6-7 Глубоководные морские разработки (> 200 м) Мексиканский залив, США 3 3,5-5,5 6,5-8,5 Бразилия 3,5 1,5-4 5-7,5 Нефть Аляски, США 3,5-4,5 2-3 5,5-7,5 Малодебитные скважины, США 6-16 6-16 Битуминозные песчаники Канада (Альберта) 9-10 3-5 12-15 Венесуэла (Ориноко) 8-10 5-7 15-17 И с т о ч н и к: International Energy Agency.
World Energy Outlook, 1998 edition.
IEA/OECD, Paris, 1998, p.
113 Произошло резкое расширение экономически целесообразной для разработки ресурсной базы мировой нефтяной промышленности (как в абсолютном выражении, так и в терминах обеспеченности добычи доказанными запасами).
В 1972 г., накануне первого "нефтяного кризиса", мировые доказанные извлекаемые запасы составляли около 100 млрд т, что обеспечива ло текущую добычу на 30 лет вперед.
За 1972-1997 гг.
накопленная добыча составила около 70 млрд т.
Однако прирост доказанных извлекаемых запасов за 25 лет составил 110 млрд т, то есть превысил их уровень на "докризисную" дату.
В итоге в 1997 г.
доказанные извлекаемые запасы (напомним, к ним относится только та часть разведанных запасов, добыча которых является рентабельной в рамках прогнозируемого жизненного цикла проектов разработки соответствующих месторождений) составили порядка 140 млрд т.
Таким образом, обеспеченность добычи возросла до 42 лет при росте уровня добычи за рассматриваемые четверть века в 30% (см.
рис.
2).
Рис.
2.
Доказанные запасы и потребление в мире Рис.
2.
Доказанные запасы и потребление в мире И с т о ч н и к: BP Amoco В структуре добычи увеличилась доля районов с более низкими издержками.
По расчетам Французского института нефти (ФИН), в 1985 г.
максимальные издержки добычи самой дорогой на тот момент нефти (связанной с добычей на битуминозных песчаниках, глубоководных морских промыслах, а также с применением методов повышения нефтеотдачи пластов) составляли 24 доллара за баррель, через 10 лет уже 16 долларов за баррель (см.
рис.
3).
Рис.
3.
Издержки добычи нефти в 1985 г.
(А) и в 1995 г.
(Б) Рис.
3.
Издержки добычи нефти в 1985 г.
(А) и в 1995 г.
(Б) И с т о ч н и к: Французский институт нефти Основное снижение издержек произошло за пределами стран ОПЕК несмотря на то, что, по оценке уже упоминавшегося в предыдущих статьях П.Дэйвиса (высказанной в ходе частной переписки с автором), ежегодный прирост добычи нефти за пределами ОПЕК, составлявший в последнее время порядка 50 млн т в год, складывался из снижения добычи на старых (действующих) месторождениях на 50 млн т в год и роста добычи на новых месторождениях (расположенных, как правило, в менее благоприятных природных условиях по сравнению с действующими промыслами) на 100 млн т в год.
По данным ФИН, в странах Организации издержки сохранились в диапазоне 1-6 долларов за баррель, в том числе в ближневосточных государствах ОПЕК в пределах 1-4 долларов за баррель.
(Заметим в скобках, что, по оценке Администрации по энергетической информации США, издержки добычи нефти на Ближнем Востоке еще ниже в пределах 1-1,5 доллара за баррель.) При этом доля добычи ОПЕК выросла с 37% в 1985 г.
до 46 в 1995 г., а доля ближневосточных государств Организации с 23 до 33% (см.
рис.
3).
Соответственно, в мировом "нефтеобеспечении" увеличилась доля районов с издержками добычи до 6 и 4 долларов за баррель, то есть произошло общее снижение средних издержек добычи.
Таким образом, наблюдается тенденция к определенному выравниванию издержек добычи нефти в разных странах за счет интенсивного их снижения в районах добычи наиболее дорогой нефти, расположенных за пределами стран ОПЕК.
Научно-технический прогресс в 80-90-е годы стал реальным компенсатором ухудшения природно-геологических условий разрабатываемых и вовлекаемых в освоение новых месторождений.
В определенном смысле НТП стал еще одним "конкурентом" странам ОПЕК, поскольку постепенно лишает их одного из основных преимуществ перед остальными нефтедобывающими странами ценового.
Под воздействием НТП разрыв в уровнях издержек добычи нефти в странах ОПЕК и за их пределами устойчиво сокращается: за 10 лет разница между средним уровнем издержек добычи в странах ОПЕК и вне их сократилась на треть с 11,5 до 7,5 доллара за баррель (см.
рис.
3).
Понятно, что еще в течение долгого времени этот разрыв будет сохраняться в пользу ОПЕК, однако также ясно, что он неминуемо будет сокращаться.
С каждым последующим годом сравнительная инвестиционная привлекательность открытия ближневосточными странами ОПЕК своих рынков для прямых иностранных инвестиций будет уменьшаться.
При сохранении нынешних темпов снижения издержек добычи за пределами региона ОПЕК привлекательность инвестиций в нефтяные проекты Организации, с одной стороны, и проекты "не-ОПЕК", с другой, может сравняться уже через два десятилетия.
Сопоставим две "кривые предложения": сегодняшнюю построенную по добыче (см.
рис.
3, источник Французский институт нефти) и будущую построенную по запасам и неоткрытым ресурсам (см.
рис.
4, источник нефтяное подразделение инвестиционного банка Dresdner Kleinwort Benson).
Понятно, что нельзя сравнивать "в лоб" данные, полученные из разных источников, тем более такие усредненные, как издержки в региональном разрезе.
Однако некоторые результаты "лобового" сопоставления двух кривых (по добыче и по запасам) напрашиваются.
Рис.
4.
Распределение мировых доказанных запасов и неоткрытых ресурсов по уровню издержек Рис.
4.
Распределение мировых доказанных запасов и неоткрытых ресурсов по уровню издержек И с т о ч н и к: Составлено автором Во-первых, из данных рис.
3 и 4 следует, что существенного удорожания добычи на Ближнем и Среднем Востоке и в Северной Африке, по мере ввода новых месторождений на суше, ожидать не следует.
Запасы и ресурсы этого региона попадают в зону с издержками до 6 долларов за баррель (включая затраты на разведку, освоение и эксплуатацию), то есть остаются в стоимостном диапазоне сегодняшней добычи.
Тем не менее, определенного роста издержек следует ожидать и в этом регионе.
Так, по оценке лондонского Центра глобальных энергетических исследований, удельные капиталовложения на прирост новых мощностей в ближневосточных государствах ОПЕК имеют тенденцию к росту (см.
рис.
5).
Средневзвешенные по шести странам Совета сотрудничества государств Персидского залива удельные капиталовложения продолжающие оставаться самыми низкими на сегодняшний день в мире во второй половине 90-х годов примерно на 40% превышали уровень первой половины десятилетия.
И это, безусловно, с определенным лагом запаздывания трансформируется в некоторый рост издержек добычи (естественно, меньший, чем рост удельных капиталовложений).
Рис.
5.
Удельные капиталовложения на создание мощностей по добыче нефти в странах ОПЕК и на Каспии, тыс.
долл./барр.
в сутки пиковой мощности Рис.
5.
Удельные капиталовложения на создание мощностей по добыче нефти в странах ОПЕК и на Каспии, тыс.
долл./барр.
в сутки пиковой мощности И с т о ч н и к: Составлено автором по данным Centre for Global Energy Studies, International Energy Agency Во-вторых, за пределами указанных регионов вводимые в перспективе месторождения сегодня характеризуются существенно более высокими издержками от 6 до 20 долларов за баррель.
Почти четверть всего ресурсного диапазона приходится на дорогостоящие шельфовые месторождения Европы, Азии, Африки, Латинской Америки.
Это означает, что при продолжающемся проведении государствами ОПЕК политики ограничения своей добычи потребность в снижении издержек за пределами стран ОПЕК останется весьма актуальной.
Значит, будут нужны дополнительные усилия по снижению "порога рентабельности" и от нефтяных компаний, являющихся основными источниками долгосрочных инвестиций в отрасль, и от государств, на территории которых ведется разработка месторождений.
Поэтому будет продолжено как широкое использование самими компаниями достижений научно-технического прогресса по всем направлениям, ведущее к продолжению снижения издержек, так и дальнейшая либерализация налоговых систем с целью расширения предложения нефти.
Финансирование снижения издержек Законы экономики неумолимы.
Спрос в очередной раз порождает предложение.
Сначала потребность мировой экономики уменьшить монопольную зависимость от нефти стран ОПЕК (стремление к диверсификации источников обеспечения нефтью) привела к появлению достижений НТП, открывающих возможность освоения труднодоступных месторождений, альтернативных нефти ОПЕК.
Существовавшие в тот период высокие цены на нефть сделали возможным широкомасштабное финансирование соответствующих отраслевых НИОКР и начало технического перевооружения отрасли, в первую очередь в связи с началом широкомасштабного освоения шельфа Мирового океана.
Наряду с этим или вследствие этого, поскольку необходимо было расширять рынок применения новой техники, достижения НТП стали доступны не только узкому кругу крупнейших нефтяных компаний, как это было несколько десятилетий назад, а практически всему спектру субъектов нефтяного бизнеса.
Западные страны смогли эффективно использовать тот период высоких цен на нефть, который существовал в 70-е начале 80-х годов.
Это было достигнуто в значительной мере через механизм "рециклирования нефтедолларов".
Благодаря ему аккумулированные первоначально бюджетами нефтедобывающих стран финансовые ресурсы были вновь инвестированы в западную экономику и, по крайней мере, частично, направлены на финансирование НТП в нефтедобывающей промышленности.
В настоящее же время снижение издержек в значительной степени происходит за счет использования наработок других отраслей, связанных, в первую очередь, с военно-промышленным комплексом.
Это позволяет нефтяным компаниям существенно снизить расходы на НИОКР.
Сегодня научно-технический прогресс в нефтяной промышленности опирается в основном на соответствующие достижения других отраслей, широко использует их в своих целях и поэтому обеспечивает более экономное развитие НТП в отрасли.
Поэтому, несмотря на долгосрочное снижение цен на нефть, научно-технический прогресс в нефтедобыче не остановился.
Более того, нынешняя его модель (широко опирающаяся на достижения НИОКР других отраслей, своего рода "японская" модель НТП в приложении к нефтяной отрасли) становится особенно эффективна и целесообразна к применению при снижении цен на нефть или сохранении их на низком уровне.
Рост цен на нефть, наоборот, сокращает склонность к инвестициям в научно-технический прогресс, поскольку при прочих равных условиях существенно повышает рентабельность разработки месторождений без применения технологических новаций.
Рост цен увеличивает чистую приведенную стоимость доказанных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения только за счет ценового фактора увеличения выручки (см.
рис.
6).
При этом инфляционный эффект от роста цен на нефть действует с существенным лагом запаздывания и оказывается более сглаженным (много меньшим по абсолютной величине), чем рост нефтяных цен.
Рис.
6.
Принципиальная схема влияния уровня цен на нефть на величину доказанных извлекаемых запасов месторождения Рис.
6.
Принципиальная схема влияния уровня цен на нефть на величину доказанных извлекаемых запасов месторождения И с т о ч н и к: Составлено автором Верно и обратное утверждение.
Снижение цен делает запретительным освоение ряда пригодных для разработки при высоком ценовом уровне месторождений, что создает дополнительные побудительные мотивы для инвестиций в НТП с целью снижения издержек, а значит, и порога рентабельности.
Однако на это требуется определенное время в силу инерционности инвестиционных процессов.
Расчеты профессора Александра Кемпа (факультет экономики Университета г.
Абердина, Шотландия), выполненные им в отношении 56 перспективных месторождений нефти британского сектора Северного моря и любезно предоставленные автору настоящей работы в ходе частной переписки с разрешением их обнародовать, наглядно демонстрируют эту зависимость (см.
табл.2).
Табл.2.
Зависимость «порога рентабельности» от уровня цен на нефть (на примере 56 перспективных месторождений британского сектора Северного моря) Цена на нефть 18 долл./баррель, цена на газ 10 пенсов за БТЕ Цена на нефть 14 долл./баррель, цена на газ 10 пенсов за БТЕ Цена на нефть 10 долл./баррель, цена на газ 10 пенсов за БТЕ Норма дисконтирования 10% Норма дисконтирования 15% Норма дисконтирования 10% Норма дисконтирования 15% Норма дисконтирования 10% Норма дисконтирования 15% До вычета налогов После вычета налогов До вычета налогов После вычета налогов До вычета налогов После вычета налогов До вычета налогов После вычета налогов До вычета налогов После вычета налогов До вычета налогов После вычета налогов Количество месторождений, преодолевших «порог рентабельности» Южная часть Северного моря 13 13 13 13 13 13 13 13 8 7 6 6 Ирландское море (газ) 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 Остальная часть британского сектора Северного моря 39 38 38 36 33 32 31 29 14 12 10 8 ИТОГО 54 53 53 51 48 47 46 44 23 20 17 15 Количество месторождений, не преодолевших «порог рентабельности» Южная часть Северного моря 2 2 2 2 2 2 2 2 7 8 9 9 Ирландское море (газ) 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 Остальная часть британского сектора Северного моря 0 1 1 3 6 7 8 10 25 27 29 31 ИТОГО 2 3 3 5 8 9 10 12 33 36 39 41 Источник: Составлено автором по расчетам профессора Александра Кемпа (факультет экономики Университета г.Абердина, Шотландия) В соответствии с его расчетами, при уровне цен на нефть 18 долларов за баррель при норме дисконтирования 10% рентабельной (до вычета налогов) является разработка 54 месторождений из 56, при цене 14 долларов за баррель 48, а при 10 долларах за баррель только 23.
Британское налогообложение за 30 с лишним лет освоения месторождений Северного моря выстроилось весьма разумно.
Поэтому при переходе к рассмотрению порога рентабельности после вычета налогов число месторождений, преодолевших этот порог, остается практически таким же, как и до вычета налогов.
При цене 18 долларов за баррель рентабельной (после вычета налогов) является разработка 53 месторождений (на одно меньше, чем при расчетах на условии "до вычета" налогов), при цене 14 долларов за баррель 47 (также на одно меньше), при цене 10 долларов за баррель 20 (на три меньше).
При сбалансированной налоговой системе более значимым фактором для прохождения "порога рентабельности" оказывается цена капитала (см.
табл.
2).
Так, при переходе от 10-процентной к 15-процентной норме дисконтирования число не преодолевших порог рентабельности месторождений оказывается существенно больше, чем при переходе от условий "до вычета" налогов к условиям "после вычета" налогов.

[Back]