Технические издержки: факторы и эффекты изменения. Динамика издержек разведки и добычи углеводородов в значительной степени определяется соотношением двух компонентов - "природного фактора" и научно-технического прогресса (НТП) - 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" НТП - 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) 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. рисунок 8).
    В последние 100-150 лет идет постоянная дискуссия между инженерами-геологами и экономистами. Первые утверждают, что запасы нефти конечны и поэтому они скоро закончатся. Экономисты говорят, что запасы нефти конечны в данных экономических условиях, поэтому они никогда не кончатся, так как изменятся экономические условия. Пока всегда были правы экономисты.
    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. Этот 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 - сверх-тяжелых нефтей, битуминозных песчаников и др.).
    Выходом в этих условиях является 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 Тоталь-Фина), существуют четыре основных линии (или эффекта) "технологического" снижения издержек: "эффект удобрения", "эффект масштаба", "эффект повторения/обучения", "эффект технологических прорывов".
    По моему мнению, сюда следует добавить и пятый эффект - "эффект мультипликатора" от одновременного применения сразу нескольких достижений НТП, обеспечивающих не сложение, но перемножение вышеперечисленных эффектов.
    "Эффект удобрения" - есть результат использования в нефтяной отрасли достижений НТП других отраслей. Например - компьютерных технологий, прогресс в развитии которых связан в первую очередь с нуждами ВПК. Однако современная нефтегазовая промышленность является крупнейшим потребителем компьютерных услуг в силу сложности и многообразности проводимых расчетов (сейсмика, моделирование резервуаров, инжиниринг и т.п.). По оценке Лорена Кокса (Исследовательский Центр энергетической и экологической политики Массачусетского Технологического Института), 60% мощностей всех компьютеров США сегодня работают в области сейсмики.
    Другие примеры использования "эффекта удобрения" в нефтяной отрасли: повышение качества стали, прогресс в области турбино- и компрессоростроения (рост мощностей при уменьшении размеров) и т.п.
    "Эффект масштаба" (эффект концентрации) - снижение удельных затрат с ростом единичных масштабов. Примеры "эффекта масштаба" из области морской добычи нефти и газа: мощность свай (эффект масштаба в отношении размеров и веса платформ), грузоподъемность морских кранов (эффект масштаба в отношении единичных размеров модулей монтируемого оборудования и верхней палубы платформ). "Эффект масштаба" становится особенно наглядным, если сопоставить уровни издержек освоения нефтяных месторождений различной крупности по регионам, представленный Грэхэмом Келласом, АйЭйчЭс Энерджи Груп (см. рисунок 9). 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 в результате накапливания 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 следующими цифрами: стоимость оборудования устья скважин сократилась за 1987-1995 годы в 4 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 "долл./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 (трех- и четырехмерная сейсмика), более эффективное бурение (направленное, горизонтальное, разнонаправленное из одного ствола и др.) и т.п.
    По данным компании Тоталь-Фина, приводимым на одной из конференций в лондонском Королевском институте международных отношений, применение 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: (а) применение одиночной горизонтальной скважины вместо традиционной вертикальной обеспечило двукратный рост продуктивности скважины при росте затрат всего на 20%, (б) применение четырех горизонтальных скважин, пробуренных из одного ствола, вместо традиционной вертикальной обеспечило трехкратный рост продуктивности скважины при росте затрат всего на 40%.
    Эволюция издержек. В послевоенные годы прирост добычи и доказанных запасов в мировой нефтяной промышленности обеспечивался в основном за счет открытия и разработки крупных и уникальных месторождений углеводородов ближневосточных государств, расположенных в крайне благоприятных геологических и географических (с точки зрения мирового нефтеснабжения) условиях (см. рисунок 10).
    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 гг. "природный" фактор действовал в сторону снижения предельных (в расчете на прирост мощностей по добыче) и средних (в расчете на весь эксплуатационный фонд скважин) издержек добычи. В этот период НТП носил в основном "эволюционный" характер, а действие обоих факторов было однонаправленным и накладывалось друг на друга с одинаковым знаком (таблица 5). 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 гг. наблюдавшаяся в течение всего послевоенного времени понижательная динамика предельных и средних издержек разведки и добычи нефти сменилась их ростом (рисунок 11). Основная причина этого перелома в тенденциях - изменившееся соотношение "вкладов" различных факторов в динамику процесса. НТП продолжал действовать в сторону снижения издержек, в первую очередь на разрабатываемых месторождениях, где его влияние на снижение издержек постепенно затухало - происходило неизбежное исчерпание потенциала "эволюционного" НПТ. Интенсивный рост цен на нефть в 70-е гг. привел к расширению поисково-разведочных работ и наращиванию запасов, в первую очередь - за пределами ОПЕК. Прирост запасов стал все в большей степени обеспечиваться более мелкими месторождениями, расположенными в более сложных геологических и суровых природных условиях, в более удаленных от рынков сбыта районах - то есть все более и более дорогой нефтью. Таким образом, с начала 70-х гг. действие указанных факторов было разнонаправленным: действие НТП (причем с затухающей эффективностью - поскольку интенсивный рост цен на нефть в 70-е гг. создавал крайне ограниченные стимулы к снижению издержек) лишь отчасти компенсировало действие природного фактора. Результирующий вектор изменения издержек действовал в сторону их роста (таблица 5), причем практически во всех нефтедобывающих регионах (рисунок 11).
    Ситуация опять изменилась с середины 80-х гг. Постепенное снижение цен на нефть после достижения исторического максимума в начале 80-х гг. (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. (рисунок 1, 2). 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 гг. 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 (таблица 5).
    НТП и снижение издержек. Своеобразным полигоном революционного НТП 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 4-х до 2-х лет, а издержки освоения - более чем на 75%, то есть снижались среднегодовым темпом 3% в год (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 (а значит и стоимостью) платформы, следовательно - и удельными затратами на добычу тонны нефти из морских месторождений. В пределах глубин моря до 200-300 метров в 70-е-80-е гг. 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 метров, было разорвать эту жесткую связь между глубиной моря и издержками добычи.
    Ответом НТП 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, Мексиканском заливе дали возможность перейти к освоению месторождений при глубинах моря, достигающих 1000 метров 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, при которых отпадает потребность даже в самой полупогружной платформе, на палубе которой (в случае ТЛП) крепится добывающее оборудование, и которые дают возможность осваивать еще более глубоководные месторождения при дальнейшем снижении издержек. Такие технологические прорывы дали возможность существенного снижения порога рентабельности разрабатываемых месторождений и расширения объема доказанных извлекаемых запасов мировой нефтяной промышленности даже без открытия новых залежей (за счет одной лишь переоценки рентабельных для добычи - в результате снижения издержек - запасов).
    НТП дает возможность не только вовлекать в хозяйственный оборот новые, ранее неоткрытые или нерентабельные месторождения, но и увеличивать извлекаемый потенциал разрабатываемых месторождений за счет переоценки величины их запасов (напомню, 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 (третьим важным компонентом расширения ресурсной базы на корпоративном уровне является покупка компаний, их слияния и поглощения). С выходом на поздние стадии "естественной динамики", роль переоценки запасов возрастает, а новых открытий - сокращается. Поэтому с выходом на поздние стадии "естественной динамики" той или иной нефтегазовой провинции возрастает склонность нефтяных компаний к инвестициям не только и не столько в разведку новых месторождений, сколько в повышение извлекаемого потенциала разрабатываемых месторождений. Последнее является в основном уделом специализированных, а не вертикально-интегрированных компаний.
    По расчетам Фрэнсиса Осборна (Энерджи Маркет Консалтантс), приводимым 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 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, а в случае мелких открытий 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 (скупка компаний с высокой величиной запасов, приходящейся на одну акцию).
    Так, по данным Геологической службы США, за счет уточнения (переоценки) величина запасов индивидуальных нефтяных месторождений в "нижних" 48 штатах страны растет среднегодовым темпом 1% в год. С 1981 по 1996 гг. переоценка запасов 135 крупнейших месторождений 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 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 крайне высокой эффективностью в первую очередь вследствие того, что отрасль активно использует 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 т.н. "эффект удобрения". Поэтому несмотря на низкий уровень затрат на НИОКР (по данным Journal of Petroleum Technologies, приведенным в [11], в середине 90-х гг. отношение затрат на НИОКР к продажам составляет в топливной промышленности - нефть, газ, уголь - всего 0.8% против, например, 4.0% в автомобильной промышленности, 4.1% - химической, 4.2% - аэрокосмической и военной, 5.5% - в электротехнической и электронной, 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 Тоталь, на 4-й Европейской конференции Международной Ассоциации Экономики Энергетики (Берлин, сентябрь 1998 г.) [11]. 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 в 3 раза, стоимость устьевого оборудования для подводного заканчивания скважин снизилась за 1987-1995 гг. там же в 4 раза, и т.д. За 1985-1998 гг. время проведения стандартной программы трехмерной сейсмики на акватории 1000 кв.км. сократилось более чем в три раза, а стоимость проведения (компания Тоталь, дальневосточный шельф) - 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 долл./баррель [12]. Проведенные им расчеты удельных затрат на разведку и освоение 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-го года: с 8 до 4 долл./баррель (см. рисунок 12) [13].
    Сходные уровни издержек были получены Стивом Лукасом (компания Бритиш Гэс). По его расчетам, в 1995 г. издержки разведки и освоения для нефтяных компаний, акции которых котируются на биржах США, составили 4.4 долл./баррель нефт.экв., а с учетом эксплуатационных расходов - 8.0 долл./баррель нефт.экв. при средней цене углеводородов 12.1. долл./баррель нефт.экв. (см. таблицу 6) [14]. Примерно на таком же уровне - 7-8 долл./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 (Катар).
    Из расчетов П.Дэйвиса и С.Лукаса фактически следует, что монополия крупнейших компаний на обладание достижениями НТП завершилась - выравнивание уровня издержек у крупнейших компаний и средних издержек по бизнесу в целом является, на мой взгляд, как свидетельством, так и результатом интернационализации нефтяного бизнеса во всех его проявлениях.
    По данным Дэна Йергина, президента американской консалтинговой фирмы "Кэмбридж Энерджи Рисерч Ассошиэйтс" (КЭРА), за 1981-1996 гг. среднемировые издержки разведки и добычи уменьшились (в ценах 1997 г.) с 21 до менее 5 долл./баррель, при этом все большая и большая часть их снижения обеспечивается технологическими инновациями [15]. Таким образом, в течение 1981-1996 гг. происходило снижение среднемировых издержек разведки и добычи нефти примерно на 1 долл./барр. Ежегодно. Это обеспечило - при прочих равных условиях - снижение "порога рентабельности" разрабатываемых месторождений на 16 долл./барр. В целом за указанный период в неизменных ценах (рисунок 13).
    Следует, правда, оговориться, что определение "порога рентабельности" уровнем издержек добычи справедливо только для национальных (государственных) нефтяных компаний, если они (которые) лишены необходимости уплачивать налоги с добытой нефти. Для всех прочих компаний "порог рентабельности" определяется суммой издержек и налогов, поэтому более интенсивное снижение издержек может быть компенсировано повышением налогов и в результате "порог рентабельности" может оказаться неизменным. Однако, как будет показано далее, в большинстве добывающих государств происходила либерализация налоговых режимов, что также действовало в сторону понижения "порога рентабельности".
    Наиболее интенсивное сокращение издержек пришлось на 80-е гг., т.е. на период устойчивого снижения цен на нефть (с 40 до 12 долл./баррель в текущих ценах). В 90-е гг. 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 гг. уровень при подъеме цен в район 20-долларовой (за баррель) отметки 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 гг. были ослаблены, что и замедлило темп их снижения в это время (рисунок 13).
    Снижение издержек и рост рентабельности разведки и добычи. В результате существенного сокращения всех компонентов издержек, несмотря на тенденцию снижения цен на нефть в 80-90-е гг., многие проекты, рентабельность которых в 80-е гг. была отрицательной или оставалась под вопросом, вошли в зону устойчивой рентабельности в 90-е гг. Так, в 1985 г. при уровне цен на нефть 30 долл./баррель, рентабельность освоения сверхтяжелых нефтей бассейна реки Ориноко представлялась сомнительной. В 1998 г., при уровне цен менее 15 долл./баррель, компании Коноко, Тоталь, Мобил начали осуществление первых крупных проектов в этом районе (величина капиталовложений в каждый проект оценивается в 2-4 млрд.долл.).
    Показательной является приведенная на рисунке 14 динамика издержек производства жидкого топлива из битуминозных песчаников в Канаде: за 15 лет издержки сократились в 3.5 раза (с 35 до 10 долл./баррель) и динамика их снижения хорошо коррелируется с динамикой цен на нефть в этот период.
    Многие из ранее нерентабельных проектов освоения труднодоступной нефти сегодня оказываются технически рентабельными для разработки (то есть без учета налоговой компоненты в цене) даже при ценах менее 10 долл./баррель (таблица 7).
    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.тонн, что обеспечивало текущую добычу на 30 лет вперед. За 1972-1997 гг. накопленная добыча составила около 70 млрд.тонн. Однако прирост доказанных извлекаемых запасов за 25 лет составил 110 млрд.тонн, 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.тонн. Таким образом, обеспеченность добычи возросла до 42 лет при 30%-ном росте уровня добычи за рассматриваемые четверть века (рисунок 15).
    В структуре добычи увеличилась доля районов с более низкими издержками. По расчетам Французского Института Нефти (ФИН), приведенным в [11], в 1985 г. максимальные издержки добычи самой дорогой на тот момент нефти (битуминозные песчаники, методы повышения нефтеотдачи, глубоководные морские нефтепромыслы) составляли 24 долл./баррель, через 10 лет - уже 16 долл./баррель (рисунок 16). Основное снижение издержек произошло за пределами ОПЕК несмотря на то, что, по оценке уже упоминавшегося П.Дэйвиса (высказанной в ходе частной переписки с автором настоящего доклада), ежегодный прирост добычи нефти за пределами ОПЕК, составлявший в последние годы порядка 50 млн.т/год, складывался из снижения добычи на старых (действующих) месторождениях на 50 млн.т/год и роста добычи на новых месторождениях (расположенных как правило в менее благоприятных природных условиях по сравнению с действующими промыслами) на 100 млн.т/год. По мнению ФИН, в странах Организации издержки сохранились в диапазоне 1-6 долл./баррель, в том числе в ближневосточных государствах ОПЕК - в пределах 1-4 долл./баррель (по оценке Администрации по Энергетической Информации США, издержки добычи нефти на Ближнем Востоке еще ниже, в пределах 1.0-1.5 долл./баррель [16]). 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% (рисунок 16). Соответственно, в мировом нефтеснабжении увеличилась доля районов с издержками добычи до 6 и до 4 долл./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 ОПЕК. Научно-технический прогресс в 80-90-е гг. 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 конкурентных преимуществ перед остальными нефтедобывающими странами - ценового. Под воздействием НТП разрыв в уровнях издержек добычи нефти в ОПЕК и за его пределами устойчиво сокращается: за 10 лет разрыв между средним уровнем издержек добычи в ОПЕК и вне ОПЕК сократился на треть - с 11.5 до 7.5 долл./баррель (рисунок 16). Понятно, что еще в течение долгого времени этот разрыв будет сохраняться в пользу ОПЕК, однако также ясно, что с каждым днем он будет продолжать 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 ОПЕК равнопривлекательность инвестиций в нефтяные проекты ОПЕК и не-ОПЕК может наступить уже через два десятилетия.
    Сопоставим две "кривые предложения": сегодняшнюю - построенную по добыче (рисунок 16, источник - Французский Институт Нефти), и будущую - построенную по запасам и неоткрытым ресурсам (см. рисунок 17, источник - нефтяное подразделение инвестиционного банка Дрезднер Кляйнворт Бенсон [17]). Понятно, что нельзя сравнивать "в лоб" данные, полученные из разных источников, тем более такие усредненные, как средние издержки в региональном разрезе, однако, тем не менее, некоторые результаты "лобового" сопоставления двух кривых (по добыче и по запасам) напрашиваются.
    Во-первых, из рисунков 16 и 17 видно, 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 долл./баррель (включая затраты на разведку, освоение и эксплуатацию), то есть остаются в стоимостном диапазоне сегодняшней добычи. Однако определенного роста издержек добычи следует ожидать и в этом регионе. Так, по оценке лондонского Центра Глобальных Энергетических Исследований [18], удельные капиталовложения на прирост новых мощностей в ближневосточных государствах ОПЕК, имеют тенденцию к росту (см. рисунок 18). Средневзвешенные по шести странам Совета сотрудничества государств Персидского залива такие удельные капиталовложения - продолжающие оставаться самыми низкими на сегодняшний день в мире - во второй половине 90-х годов примерно на 40% превышают уровень первой половины десятилетия, что, безусловно, с определенным лагом запаздывания трансформируется в некоторый рост издержек добычи, естественно, меньший, чем рост удельных капиталовложений.
    Во-вторых, за пределами указанных регионов вводимые в перспективе месторождения сегодня характеризуются существенно более высокими издержками - от 6 до 20 долл./баррель. Почти четверть всего ресурсного диапазона приходится на дорогостоящие шельфовые месторождения Азии, Африки, Латинской Америки и СНГ. Это означает, что при продолжающемся проведении государствами ОПЕК политики сдерживания (ограничения) своей добычи, потребность в снижении издержек за пределами ОПЕК останется весьма актуальной. Это потребует дополнительных усилий по снижению "порога рентабельности" и от нефтяных компаний, являющихся основными источниками долгосрочных инвестиций в отрасль, и от принимающих государств. Поэтому будет продолжено как широкое использование самими компаниями достижений НТП по всем направлениям реализации эффектов его применения, ведущее к дальнейшему снижению издержек, так и дальнейшая либерализация налоговых систем принимающими государствами 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 ОПЕК (стремление к диверсификации источников нефтеснабжения) привела к появлению достижений НТП, обеспечивающих 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) произошла интернационализация НТП, достижения его 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 которому 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 уже происходит за счет использования наработок других отраслей, в первую очередь отраслей, связанных с военно-промышленным комплексом. Это позволяет нефтяным компаниям существенно снизить расходы на НИОКР.
    Сегодня НТП в нефтяной промышленности опирается в основном на соответствующие достижения в других отраслях, широко использует их в своих целях и поэтому обеспечивает более ресурсоэкономное (в отраслевом разрезе), в том числе и с точки зрения затрат финансовых ресурсов, развитие НТП в отрасли. Поэтому, несмотря на долгосрочное снижение цен на нефть, НТП в нефтедобыче не остановился. Более того, нынешняя модель НТП в нефтяной промышленности (широко опирающаяся на достижения НИОКР других отраслей - своего рода "японская" модель НТП в переложении к нефтяной отрасли) становится особенно эффективна и целесообразна при снижении цен на нефть или сохранении их на низком уровне.
    Рост цен на нефть, наоборот, сокращает склонность к инвестициям в НТП, 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. рисунок 19). При этом инфляционный эффект роста цен на нефть (рост затрат, вызванный ростом отдельных элементов издержек в результате роста цен на нефть) действует с существенным лагом запаздывания и оказывается существенно сглаженным (много меньшим по абсолютной величине), чем рост нефтяных цен.
    Верно и обратное утверждение. Снижение цен делает запретительной разработку 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 Кэмпа (факультет экономики Университета г.Абердин, 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. таблицу 8).
    В соответствии с его расчетами, при уровне цен на нефть 18 долл./баррель при норме дисконтирования 10% рентабельной (до вычета налогов) является разработка 54 месторождений из 56, при цене 14 долл./баррель - 48, а при 10 долл./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 долл./баррель рентабельной (после вычета налогов) является разработка 53 месторождений (на одно меньше, чем при расчетах на условии "до вычета" налогов), при цене 14 долл./баррель - 47 (также на одно меньше), при цене 10 долл./баррель - 20 (на три меньше, чем при расчетах на условии "до вычета" налогов).
    При сбалансированной налоговой системе более значимым фактором для прохождения "порога рентабельности" оказывается цена капитала. Так, при переходе от 10%-ной к 15%-ной норме дисконтирования, число не преодолевших порог рентабельности месторождений оказывается существенно больше, чем при переходе от расчета числа преодолевших порог рентабельности на условиях "до вычета" налогов к преодолевшим его на условиях "после вычета" налогов (таблица 8).
    Сопоставление уровня издержек по странам и регионам. Существуют различные расчеты сопоставимых издержек добычи нефти по странам и регионам. Одна из известных автору работ, где представлена методика расчета издержек (средних издержек за полный срок разработки месторождений), была выполнена Томасом Штауффером в первой половине 90-х гг. [19]. Согласно его расчетам, в начале 90-х гг. на самом низком в мире уровне продолжали оставаться издержки добычи на Ближнем и Среднем Востоке: в Саудовской Аравии, Ираке и Иране они не превышали 1 долл./баррель, в Кувейте - 2 долл./баррель. Наиболее высокими, по оценке Т.Штауффера, в это время были издержки добычи в США и Канаде и в Северном море. Россия, с издержками 5-10 долл./баррель, попадала в это время в середину диапазона уровней издержек добычи нефти по странам и регионам (рисунок 20).
    Впоследствии динамика издержек добычи нефти в разных регионах характеризовалась разнонаправленной динамикой. Как было показано выше (см. рисунок 16), в районах наиболее дорогой добычи происходило интенсивное снижение издержек. В районах наиболее дешевой добычи, где стимулы к снижению издержек практически отсутствовали, происходила как минимум - стагнация издержек, а по некоторым расчетам - и их рост.
    В результате разнонаправленной динамики издержек в течение 90-х годов, к концу десятилетия иерархия нефтедобывающих государств по уровню издержек добычи претерпела существенные изменения по сравнению с началом этого периода. Если сравнить выполненные для начала 90-х годов расчеты Томаса Штауффера (рисунок 20) и выполненные для конца 90-х годов расчеты КЭРА (с добавлением наших расчетов по Каспию, рисунок 21), то окажется, что наиболее разительное снижение издержек произошло в морской добыче нефти: на акваториях США и в Северном море. В первом случае издержки снизились в среднем в 9 раз, во втором - в 3-5 раз (первая цифра - для всех североморских месторождений, вторая - для новых проектов). Этот вывод вполне корреспондируется с изложенными нами выше аргументами.
    Более того, происходит определенное выравнивание издержек в районах концентрации достижений НТП, каковым сегодня является морская нефтедобыча. Поэтому не является случайным совпадением, на наш взгляд, примерное равенство рассчитанных нами [20] и КЭРА издержек добычи нефти в основных "новых" морских районах (шельф США, новые североморские месторождения и Каспий).
    Конечно, тезис о выравнивании издержек в разных районах добычи не следует понимать буквально, поскольку даже в рамках одного нефтедобывающего района со сходными природными условиями издержки могут достаточно существенно варьироваться. Так, по расчетам вышеупомянутого А.Кемпа, технические издержки освоения и эксплуатации 56 перспективных месторождений британского сектора Северного моря (исключая расходы на поисково-разведочные работы и без учета цены капитала, при уровне цен на нефть 14 долл./баррель и на газ - 14 пенсов/БТЕ) колеблются в диапазоне от 3.5 до 15 долл./баррель (см. рисунок 22).
    Соотношение предельных и средних издержек разведки и добычи. На мой взгляд, в результате изложенного выше имеются все необходимые основания выдвинуть новую - вслед за Ж.М.Шевалье - гипотезу о современном соотношении предельных и средних издержек разведки и добычи нефти в мире. Напомню, что в начале 70-х гг. Ж.М.Шевалье выдвинул подтвердившуюся со всей очевидностью впоследствии гипотезу "кардинального изменения тенденций движения предельных издержек, произошедшего в мировой нефтяной промышленности в 1970 г.", высказав обоснованное предположение, что "в 1970-1971 гг. фаза снижения предельных издержек производства в нефтяной промышленности сменилась фазой их возрастания, по крайней мере, на уровне разведки новых месторождений и добычи нефти" [5, с.17,196], что нам удалось подтвердить в свое время соответствующими расчетами (рисунок 11).
    Сегодня справедливо говорить о завершении выявленной Ж.М.Шевалье тенденции, опиравшейся в значительной степени на вывод об ухудшении природных условий вводимых в тот период в разработку месторождений, и о начале новой, противоположно направленной тенденции изменения предельных издержек. Тогда - в 70-е годы, когда об этом писал Шевалье, - НТП не смог оказать быстрого противодействия негативному влиянию "природного фактора" (в силу инерционности инвестиционных процессов по внедрению технологий, ведущих к снижению издержек разведки и добычи углеводородов) и сразу же погасить эффект ухудшения природных условий. В настоящее время НТП является эффективным компенсатором продолжающейся сохраняться тенденции ухудшения природных условий вводимых в разработку месторождений. Более того, в силу "эффекта мультипликатора", который, в свою очередь, перемножает (или возводит в степень) четыре других эффекта применения достижений революционного НТП (эффекты удобрения, масштаба, повторения/обучения, технологических прорывов), предельные издержки вновь, как и до 1970-го года, оказываются ниже средних в районах ранее наиболее высоких издержек, то есть в районах концентрированного применения прорывных, революционных технологий, в первую очередь - на глубоководном шельфе.
    Таким образом, на мой взгляд, наступил период очередного, вызванного интенсивной реализацией достижений революционного НТП, период снижения предельных издержек по разведке и добыче нефти в районах, открытых для его применения, то есть для широкомасштабных инвестиций.
    Эффективное и повсеместное применение таких достижений НТП стало возможным только после полной интернационализации и глобализации мирового нефтяного рынка, и смены механизма ценообразования на нем на такой, который обеспечивает конкурентное установление цен, то есть после перехода к биржевому ценообразованию (начиная с конца 80-х годов).
    Как следует из вышеприведенных данных П.Дэйвиса и Д.Йергина, уровень среднемировых издержек разведки и добычи нефти сократился настолько, что их значения не превышали 50% цены на нефть в период ее максимального падения (декабрь 1998 г.).
    По расчетам Администрации по энергетической информации США [16], за 1981-1997 гг. мировые цены на нефть снизились - в неизменных долларах 1996 г. - с 62 до 18 долл./баррель, т.е. на 44 долл./барр. Или на 70% (рисунок 13). Из них 21 долл./барр. Пришлось на снижение издержек, абсолютно большая часть которого была обеспечена за счет интенсивного научно-технического прогресса.
    Таким образом, НТП обеспечил около половины сокращения уровня мировых цен в реальном исчислении (неизменных ценах) за счет сокращения издержек. Их снижение под воздействием НТП было устойчивым и необратимым. Остальное снижение цен было обеспечено прочими - в основном институциональными факторами, в том числе - либерализацией инвестиционных режимов принимающих государств. Следовательно, по мере выравнивания уровня издержек налоговый элемент цены - т.е. налоговая политика принимающей страны (или в более широком смысле - инвестиционный режим принимающей страны) - становится все более значимым фактором ценовой конкуренции.