Для оценки экономической эффективности проектов на Каспии по сравнению с другими странами необходимы для начала определить примерный уровень издержек добычи здесь тонны нефти. Сравнительная и наиболее детальная оценка уровня издержек по добыче нефти из новых месторождений в различных странах, выполненная Томасом Штауффером [22], приведена на рис. 8-1.

Другие источники приводят иные, отличные от Штауффера, и более укрупненные оценки издержек добычи нефти из разрабатываемых месторождений (правда, без указания методики их расчета), в соответствии с которыми в государствах БСВ они составляют порядка 10-15 долл./т, в остальных странах ОПЕК - 20-35 долл./т, в Северном море - 45-70 долл./т [23].

По данным Французского Института Нефти, в течение 1985-1995 гг. издержки добычи нефти в государствах БСВ оставались на уровне 10-30 долл./т, в других странах ОПЕК – 30-45 долл./т. Издержки производства жидкого топлива из битуминозных песчаников, методы повышения нефтеотдачи, добыча глубоководной нефти обходились, по оценке ФИН, в 1985 г. в 150-175 долл./т, а 10 лет спустя – в 75-120 долл./т (причем добыча глубоководной нефти – еще дешевле). Издержки добычи нефти Аляски, Северного моря в 1985 г. составляли 90-150, а в 1995 г. – 60-75 долл./т (включая добычу глубоководной нефти). Издержки добычи нефти в остальных районах в 1985 г. составляли от 45 до 90 долл./т, а в 1995 г. – от 45 до 60 долл./т [24]. Но все эти источники не приводят оценок издержек добычи каспийской нефти.

Единственным известным нам источником, наиболее полно обобщившим данные о некоторых экономических показателях освоения отдельных каспийских проектов в азербайджанском и казахском секторах, является упоминавшийся выше доклад МЭА [13]. Однако в нем определены только примерные удельные капиталовложения на единицу "пиковой мощности" (уровня максимальной добычи) по основным нефтегазовым проектам, которые в среднем по азербайджанским месторождениям составляют 535-625 тыс.долл./тонну в год (10.7-12.5 тыс.долл./барр. в сутки), а по казахским – 600-715 тыс.долл./тонну в год (12.0-14.3 тыс.долл./барр. в сутки) производственных мощностей по добыче в расчете на уровень максимальной добычи (табл. 6). Уровни издержек добычи нефти по каспийским месторождениям. в докладе МЭА не рассчитаны.

Однако данные МЭА об удельных капиталовложениях в добычу каспийской нефти дают возможность сравнить их с аналогичными данными по другим нефтедобывающим странам, в частности с результатами расчетов лондонского Центра Глобальных Энергетических Исследований, выполненных в отношении государств ОПЕК (см. рис. 9.). Из данных этого рисунка следует, что удельные капиталовложения на прирост 1 барреля в день (или 1 тонны в год) пиковой мощности (то есть в расчете на уровень максимальной добычи) на Каспии в принципе сопоставимы с аналогичными ОПЕКовскими показателями: эти средние по Каспию удельные капиталовложения в 2.5 раза превышают аналогичную среднюю по шести основным нефтедобывающим государствам ОПЕК, но всего примерно на четверть – аналогичную среднюю для остальных государств ОПЕК. Указанные удельные капиталовложения в Азербайджане и Казахстане находятся на уровне Нигерии, Индонезии, Алжира (рис. 9).

Итак, статистика расчетных издержек добычи нефти по каспийским месторождениям до сих пор отсутствует, поэтому попытаемся оценить примерный их уровень в этом регионе самостоятельно. Для этого нами использовалась следующая укрупненная методика расчетов. Данные по необходимым инвестициям в отдельные проекты, как правило, имеются в периодической печати. Будем исходить из соотношения между капитальными и эксплуатационными затратами за полный срок разработки месторождения равного 1:2 – по аналогии в данными, полученными нами для современных морских проектов (например, для проекта Сахалин-2 [25]). Таким образом можно укрупненно рассчитать суммарные затраты за весь срок эксплуатации месторождения. Распределяя полученные значения суммарных издержек по годам (считая, что период эксплуатации составляет 30 лет) и дисконтируя их по ставке 10%, получаем нижеследующие результаты.

Расчетные издержки добычи составляют:

• 19 долл./т для Азербайджана (в расчет принимались данные по месторождениям Азери-Чираг-Гюнешли – капиталовложения в проект оцениваются в 8 млрд долл., Шах-Дениз - 4 млрд долл., Карабах - 2 млрд долл. и Дан Улдузу-Ашрафи – 1,5 млрд долл.);
• 27 долл./т для Казахстана (в расчет принимались данные по месторождению Тенгиз - капиталовложения в проект оцениваются в 20 млрд долл. и Карачаганак – 8 млрд.долл.).

Для сравнения: расчетные издержки добычи нефти Тимано-Печоры составляют около 40 долл./т (капиталовложения в проект Тиман-Печора Компани оцениваются на уровне 15 млрд долл.).

При анализе не учитывалась разновременность ввода в эксплуатацию различных месторождений. Для целей нашего анализа (предварительной оценки уровня издержек) разница в сроках ввода месторождений в эксплуатацию в 1-2 года не будет иметь существенного значения. В дальнейшем динамика издержек добычи будет определяться направлением равнодействующей двух противоположно направленных факторов.

С одной стороны, следует, вероятно, ожидать увеличения оценок суммарных капитальных затрат на реализацию проекта по мере его предпроектной подготовки и вплоть до начала реализации (оценки стоимости строительства имеют как правило тенденцию к росту по мере подготовки проекта – как существует указанная выше тенденция к завышению оценок запасов на начальных стадиях проекта, так существует тенденция занижения оценок необходимых для его освоения капиталовложений на этих же стадиях в целях повышения его инвестиционной привлекательности, но обусловленная также и объективной невозможностью предусмотреть все риски и трудности реализации проекта). Указанная тенденция (применительно к некоторым каспийским проектам в области как добычи, так и транспортировки нефти) со всей ясностью прослеживается из данных табл. 7. Приведенных в этой таблице данных недостаточно для определения темпов увеличения количественных оценок капиталовложений в отдельные проекты с течением времени (на стадии предпроектной подготовки), однако, на наш взгляд, более чем достаточно для подтверждения самого факта существования такой тенденции.

С другой стороны, под воздействием научно-технического прогресса уровень эксплуатационных затрат в рамках отдельных проектов будет постоянно снижаться с течением времени (так, по приведенным в [3] данным, среднемировые издержки добычи нефти снизились с начала 80-х гг. до середины 90-х гг. в 3.5 раза; детальный анализ факторов этого снижения приведен в [24]) и тем самым общая величина суммарных эксплуатационных затрат за весь срок реализации проекта будет несколько ниже принятой в расчетах, поскольку на годовом уровне будет иметь тенденцию к снижению в течение всего срока реализации проекта.

Таким образом, укрупненный расчет издержек добычи нефти на Каспии показал, что, если брать за основу для сравнения данные Т.Штауффера [22], то по этому показателю государства каспийского региона существенно уступают всем ближневосточным странам ОПЕК, кроме ОАЭ, находятся примерно на уровне ОАЭ (месторождения на суше) или не-ближневосточных государств ОПЕК и характеризуются более низкими издержками (на условиях ф.о.б.), чем новые российские нефтяные проекты (см. рис. 8-2). Однако, понятно, что расчеты издержек добычи не дают ответа на главный вопрос при определении конкурентоспособности каспийской нефти: а будет ли она дешевле или дороже конкурентных сортов на условиях с.и.ф., т.е. у потребителя. Для этого необходимо рассчитать транспортную составляющую в издержках.

Оценка величины транспортных издержек позволит выяснить, возможно ли будет осуществлять поставки нефти из региона Каспия на наиболее перспективные азиатские рынки, либо ограничения, налагаемые экономикой трубопроводного транспорта каспийской нефти, допускают возможность ее экспорта только в западном направлении.