«Фундаментальные проблемы пространственного развития Российской Федерации: междисциплинарный синтез»
| Вид материала | Монография |
Содержание7.2. Норвежский опыт разработки нефтегазовых месторождений |
- Фундаментальные проблемы биологии с позиций квантовой физики живого, 301.3kb.
- Концепци яфедеральной целевой программы «Развитие телерадиовещания в Российской Федерации, 1367.38kb.
- Министерство образования и науки российской федерации, 76.92kb.
- Министерство экономического развития российской федерации, 3262.11kb.
- План 1 Введение 2 Глава 4 Теоретические аспекты изучения пространственного восприятия, 348.28kb.
- Восьмая международная научно-практическая конференция гуманитарные и естественнонаучные, 33.95kb.
- Рассуждения по поводу имперско-региональных понятий, 507.22kb.
- Государственная политика регионального развития в Российской Федерации: проблемы, 900.97kb.
- Общественно-политическая жизнь в орловской губернии в конце XIX начале XX века, 818.54kb.
- Утверждено Постановлением Президиума Правления тпп РФ от 12 октября 2010 г. №75-14, 43.93kb.
7.2. Норвежский опыт разработки нефтегазовых месторождений
В 1950-1960-е годы западные страны столкнулись с возрастающей энергетической зависимостью от арабских стран. Шаг за шагом эта зависимость становилась критической. В 1956 г., когда Египет провозгласил контроль над Суэцким каналом, а затем перекрыл доставку нефти танкерами, разразился мировой нефтяной кризис. Зависимость от черного золота была осознана моментально. Именно с этого времени начались интенсивные поиски альтернативных нефтяных месторождений по всему миру. В начале 1950-х гг. Норвегия также стала заботиться о своих ресурсах. В целом работа проводилась в спокойном режиме, так как очень немногие верили в возможность месторождений нефти и газа на шельфе северных морей. Тем не менее, Норвегия предъявила свои права на прилегающие морские территории, а затем провозгласила свой суверенитет над ними, исходя из Женевской конвенции 1958 г.
Правительство Норвегии особенно активизировало свою деятельность, потому что американская компания "Филлипс Петролеум" запросила исключительные права на исследование и разработку месторождений
в норвежских территориальных водах. Но только в 1965 г. были выданы первые лицензии. Норвежское правительство не удовлетворило заявку "Филлипс" на исключительные права, и континентальный шельф был открыт для стабильно работающих предприятий. В течение пяти лет было выдано 22 лицензии на исследования в южной части Северного моря. Первые скважины были пробурены в 1966 г., но потребовалось более 3 лет, прежде чем было найдено рентабельное месторождение [34].
Многие конкуренты приостановили свои научные изыскания, но в конце 1969 г. все та же компания "Филлипс" открыла большое и многообещающее месторождение "Екофиск". В 1971 г. началась промышленная добыча нефти, "нефтяной век" стартовал в Норвегии.
Политические и военные события на ближнем Востоке, из-за которых произошел значительный рост мировых цен на нефть, стимулировали дальнейшее развитие норвежской нефтяной промышленности. Два нефтяных кризиса 1973-1974 гг. и 1978 г. подняли цену на нефть с 3 долл. за баррель до
34 долл. за баррель. Высокая мировая цена на нефть стимулировала интенсификацию разведки и разработки шельфа Северного моря. Вложенные инвестиции в такие высокозатратные проекты уже могли быстро окупиться.
В результате нефтяная промышленность Норвегии стала стремительно развиваться.
Как уже упоминалось, первое крупное нефтяное (и газовое) месторождение "Екофиск" было открыто "Филлипс Петролеум Компани"
в 1969 г. В 1971 г. здесь началась добыча нефти, а в начале 1980-х гг. и газа.
1973-1980 годы были ознаменованы открытием и началом промышленной эксплуатации наиболее крупных нефтяных месторождений, таких как "Статфьорд", "Фригг", "Осберг", "Гуллфакс". Некоторые из них были крупнейшими в мире. 1990-е годы характеризовались увеличением доходности от нефтяного бизнеса как для государства, так и для частных компаний. Все крупные месторождения, за исключением площадки "Спейпнер", были уже
в стадии полной эксплуатации. Впервые за короткую историю норвежской нефти доходы превысили расходы по отрасли в целом. В то же время уже упомянутые выше месторождения давали около 80% норвежской нефти. После этого стали активно осваиваться и более мелкие площадки.
В 2004 г. насчитывалось более 40 разрабатываемых месторождений
в норвежских территориальных водах. Дополнительно к ним было 9 площадок
с подтвержденными запасами, но еще не принятых к разработке.
Все месторождения вместе давали 193 млн т сырой нефти. В 2005 г. Норвегия занимала 7-е место среди ведущих нефтедобывающих стран мира
с 4.3% от мировой добычи. По экспорту нефти она находится на 3-м месте после Саудовской Аравии и России.
По прогнозам, добыча нефти в ближайшие годы будет стабильной, но
в дальнейшем начнет снижаться, и ее доля к 2010 г. снизится до 58% по отношению к 75% в настоящее время (удельный вес в нефтегазовой отрасли). Это связано с тем, что в суммарных запасах гидрокарбонатов Норвегии, которые оцениваются в 10 млрд т у.т., более 70% в настоящее время составляет природный газ.
Главными покупателями норвежской нефти являются (табл.7.1) Великобритания, Нидерланды и Франция. Только около 16% нефти страна использует на собственные нужды [35].
Разведка новых нефтегазовых месторождений постоянно продолжается на континентальном шельфе Норвегии. За последние пять лет открыто еще более 20 месторождений, запасы которых составляют более 50 млн т по нефти и около 30 млрд м3 по газу. Следует отметить, что только 60% норвежских территориальных вод открыты для разведки, а лицензированная добыча проводится только на 9% территории. То есть континентальный шельф все еще имеет неразведанный потенциал для открытия новых запасов. Конечно, эти новые месторождения не будут такими огромными, как первые, но ожидаются в большем количестве.
Таблица 7.1
Доля потребителей норвежской нефти и природного газа в 2003 г., %
| Страна | Нефть | Газ |
| Великобритания | 22.5 | - |
| Собственные нужды | 15.9 | - |
| Нидерланды | 13.0 | 9.7 |
| Франция | 10.4 | 21.3 |
| Германия | 8.6 | 42.4 |
| США | 7.9 | - |
| Канада | 5.6 | - |
| Швеция | 4.1 | - |
| Бельгия | - | 8.3 |
| Италия | - | 6.7 |
| Чехия | - | 3.9 |
| Испания | - | 3.7 |
| Другие страны | 12.0 | 4.0 |
Большие ожидания связаны с постепенным перемещением исследований и промышленной эксплуатацией на север. Северное море пока способно давать высокую добычу, но перспективы здесь достаточно скромные. Прогнозы для Норвежского и Баренцева морей намного позитивнее. Первая разведочная скважина была пробурена в Баренцевом море в 2000 г., интересные по нефти геологические структуры были обнаружены, но большие глубины, трудности морского дна, недостаточная инфраструктура на суше усложняют эксплуатацию месторождений. Другим препятствием является большая удаленность от рынков сбыта, что предполагает необходимость далеких трубопроводов или доставки танкерами ледового класса.
Наиболее крупными нефтегазовыми месторождениями, открытыми на шельфе Северного моря в прошлом веке, были "Екофиск" и "Тролл". Последнее с запасами природного газа 1.3 трлн м3 входит в двадцатку крупнейших мировых месторождений. В 2005 г. месторождения давали около 65 млрд м3 природного газа, в том числе около 60% приходилось на два указанных месторождения.
Норвежский экспорт природного газа составляет около 2% общемирового экспорта и обеспечивает почти 10% западноевропейского спроса. Норвегия является третьей страной в мире по экспорту природного газа по трубопроводам и находится на 4-м месте среди стран-экспортеров природного газа. Уже к 2010 г. производство ПГ в общем балансе нефтегазовой отрасли возрастет с 25 до 42%. Суммарные запасы природного газа оцениваются в 7 трлн м3.
Необходимо сразу отметить, что отработка газовых и газоконденсатных месторождений началась на шельфе Северного и Норвежского морей только в середине 1980-х гг., то есть на 15 лет позже, чем нефтяных. Но в целом Норвегия является мировым лидером в разработке новых добывающих технологий, имея за плечами более чем 30-летний опыт.
Statoil имела значительный вес в международной нефтегазовой индустрии. Зарубежные представительства концерна были открыты в 34 странах, общая численность персонала составляет 25 тыс. чел. На 31 декабря 2006 г. зарубежные запасы компании составили 861 млн баррелей эквивалента нефти, а суточная добыча достигала 178 тыс. баррелей. Statoil имела свои доли в концессиях на 17 действующих месторождениях в Анголе, Алжире, Азербайджане, Китае, Великобритании и Венесуэле, а также занималась разведочными работами во всех указанных странах и, кроме них, в Бразилии, Мексиканском заливе, Ирландии, Ливии, Нигерии и на Фарерских островах.
Соответственно Norsk Hydro дополнительно добывала нефть и газ
в Анголе, Канаде, Мексиканском заливе, России и Ливии, а также осуществляла разведочные работы в Бразилии, Иране и Дании. На зарубежные территории приходилась половина ее геолого-разведочной активности. К концу 2006 г. деятельность за границей приносила компании 56.2 тыс. баррелей в день из общего суточного объема добычи в 57.3 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в день.
В активе у норвежских компаний реализация проектов, по сложности сопоставимых со Штокмановским. Полигоном для внедрения новаций
в Арктике стали месторождения Сневит (Snehvit – "Белоснежка") – самый крупный пакет акций которого принадлежит Statoil, и Ормен Ланге (Ormen Lange – "Длинный Змей") – его генеральным подрядчиком является Norsk Hydro. В обоих случаях ведется строительство подводных трубопроводов для доставки газа на побережье.
Природно-климатические условия на Сневит и Ормен Ланге позволяют говорить о возможности использования норвежских технических решений на других полярных месторождениях. Самые большие трудности, связанные
с добычей на Штокмановском месторождении, – глубины, холод и ледники. Зимой вес отдельных ледников достигает 1.2 млн т, эти глыбы касаются дна на глубине 350 м. В таких местах необходимо создавать придонные эксплуатационные установки и подводные напорные резервуары природного газа.
При температуре до -2С, присущей большим глубинам в Баренцевом море, газ может замерзнуть в трубопроводе. На месторождении Сневит эта проблема решается закачиванием в трубопровод специального антифриза, однако реализация такого метода на Штокмановском месторождении, отстоящем на 550 км (почти в 2 раза дальше, чем "Белоснежка"), практически исключена.
В рамках пилотного проекта на месторождении Тролль с помощью специального оборудования из проходящего потока выделяется жидкость и закачивается обратно в резервуар. Аналогичные операции будут выполняться на месторождении Ормен Ланге.
Добыча на Ormen Lange будет вестись с двух подводных производственных комплексов, строительство которых было завершено еще
в 2005 г. на юге Норвегии. Комплексы весом 110 т установлены на дне моря, и
в том же году было начато бурение 8 добывающих скважин. Участники проекта планируют в 2008 г. добычу 10 млрд м3 газа с выходом на проектную мощность (22 млрд м3) в 2009 г. Суммарные инвестиции составят 8.3 млрд евро, включая стоимость компрессорных станций, необходимых на поздней стадии разработки для поддержания пластового давления. Проектанты разработки утверждают, что срок окупаемости проекта не превысит 5 лет [35].
Газ месторождения будет поставляться подводными трубопроводами на берег, где предполагается разделение многофазного потока на газ и конденсат. Конденсат планируется отгрузить в танкеры, а природный газ – экспортировать
в Великобританию по газопроводу Britpipe протяженностью 1200 км. Газопровод будет состоять из одной нитки пропускной способностью 24 млрд м3
с проектной стоимостью 2.4 млрд евро.
После нескольких лет добычи на месторождении необходимо поддерживать падающий уровень давления газа. Увеличение давления на месторождении Тролль обеспечивается платформенным комплексом, на Ормен Ланге и Сневит будет применяться другой способ с использованием подводных компрессоров ориентировочно с 2014 г. Поскольку такие установки требуют значительной электрической мощности (десятки мегаватт), норвежские предприятия разработали уникальные технологии построения электрических цепей. Ни французская Total, ни американские нефтяные гиганты Conoco Philips и Chevron Texaco такими технологиями не обладают. Необходимо отметить, что норвежские технологии добычи нефти и газа на шельфе основаны на соблюдении строгих норм экологической безопасности и опробованы в арктических морях.
Statoil и Norsk Hydro – компании, обладающие эксклюзивным опытом подводного разделения фракции топлива. В дополнение к своему технологическому опыту норвежские компании готовы поделиться с "Газпромом" долями в проектах "Белоснежка" и "Длинный Змей", при этом Hydro готово отдать 10 из своих 18% в последнем месторождении. С технологической точки зрения компания считает целесообразным перенести на Штокмановский проект подводный опыт освоения месторождения без возведения платформы.
Проект Ormen Lange продвигался под девизом "новый газ для Европы". В 2009 г. он обеспечил 20% потребностей Великобритании.
Нефтепровод Britpipe будет проходить через месторождение Sleipner, которое уже подключено к существующей системе трубопроводов
в континентальную Европу. Свой "плюс" в Britpipe (соглашение между Норвегией и Великобританией подписано еще в 2003 г.) "Газпром" видит в том, что на своем либерализованном рынке англичане впервые отказались от доминирующих спотовых поставок в пользу долговременного контракта
с норвежцами. Это открывает рынок и для Северо-Европейского газопровода (СЕГ).
Однако вызывает вопрос "вялая" сбытовая стратегия консорциума, осваивающего Ormen Lange. Проектируется, что каждый участник проекта будет реализовывать собственную долю продукции самостоятельно, хотя на конец 2006 г. ни одного контракта еще не было заключено. Однако консорциум убежден, что газ этого проекта найдет своего потребителя, исходя, в частности, из того, что к 2010 г. потребности Соединенного Королевства в дополнительном газе составят 50 млрд м3 и 100 млрд м3в 2020 году. При этом себестоимость добычи газа на месторождении составляет около 1.7 долл. за британскую тепловую единицу, а цены на газ в 3-4 раза выше [36].
Норвежские компании вместе с введением в строй новых трубопроводов рассматривают возможность производства СПГ из российского газа. На Мелькойа уже выбрано место для расширения производства в случае, если строительство третьей очереди станет актуальным. Statoil считает возможным обменять часть своих активов в месторождении Сневит и терминале Cove Point на 25% акций будущего Штокмановского консорциума.
Однако, несмотря на огромный опыт, у норвежских компаний тоже возникают серьезные трудности и проблемы. Так, в конце 2005 года генеральный директор Statoil Хельге Лунд на специально созванной конференции сделал сенсационное заявление о срыве сроков работ на месторождении Сневит и необходимости дополнительного многомиллиардного финансового проекта. Совет компании был проинформирован о том, что стоимость реализации проекта составит 58.3 млрд норвежских крон (примерно 8.7 млрд долл.), тем самым превысив планировавшиеся затраты на 7 млрд. По сравнению с первоначальным планом, утвержденным в 2001 г., общие расходы выросли на 18.8 млрд крон, или почти на 2.9 млрд долл, а сроки ввода были сдвинуты более чем на год.
Лунд констатировал, что проект Сневит столкнулся с трудностями
с самого начала реализации, главным образом из-за того, что оказался недостаточно проработан к моменту запуска. Среди важнейших причин, повлиявших на срыв сроков, были названы задержки в проектировании, недостаточное качество оборудования, поставляемого из континентальной Европы на остров Мелькойа, неправильная оценка трудоемкости производственных операций, особенно электромонтажных работ. Statoil вынужден был пойти на принятие срочных мер, чтобы гарантировать реализацию проекта в точном соответствии с требованиями эффективности и безопасности. Тем не менее, имеющий для компании стратегическое значение проект по-прежнему является рентабельным [35].
Необходимо подчеркнуть, что реализация проекта будет продолжаться 7 лет без учета срока проектирования, который составляет не менее года. В этой связи выглядят совершенно нереалистично сделанные в конце 2006 г. заявления руководителей "Газпрома" о том, что первый газ со Штокмановского месторождения будет получен уже в 2013 г. Учитывая, что сложность освоения этого гиганта по ледовой обстановке, глубинам и т.п. на порядок превосходит проект Сневит, при самом удачном стечении обстоятельств это событие не может наступить ранее 2017 г. Характерно, что и затраты, в 1995-1996 гг. оценивавшиеся в 12-15 млрд долл., сейчас выросли уже до 50 млрд долл. без учета завода СПГ. И это явно не окончательная сумма.
Следует отметить, что в основном латание финансовой бреши проекта Сневит легло на норвежское правительство и для этого потребовалась корректировка бюджета 2007 г. Statoil был в большей степени зависим от правительства, чем Norsk Hydro, поскольку в первой компании доля государства во владении активам составляла 70.92%, а во второй – только 43.8%. Вопрос о слиянии компаний решен: еще в 2007 г. их правления разработали и утвердили план слияния, который 30 марта 2007 г. был вынесен министерством нефти и энергетики Норвегии на утверждение стортинга. В июле этот документ получил одобрение общих собраний акционеров Statoil и Norsk Hydro.
Такое объединение значительно повысит рейтинг участия нового образования в Штокмановском проекте, так как, с одной стороны, повысит его инвестиционный ресурс, а с другой – значительно увеличит инновационные возможности. Особенно после того, как распался и "короткий" список и "Газпром" заявил о самостоятельном финансировании проекта.
Можно напомнить, что в "распавшийся консорциум" не попала ни одна японская компания, хотя еще в ноябре 2005 г. в ходе визита В.Путина в Японию Алексей Миллер пригласил к участию в разработке Штокмана японские предприятия. То есть "возможности и вызовы на Севере" не ограничиваются набором очевидных альтернатив, а требуют поиска компромиссных вариантов, оптимизирующих технико-экономические преимущества и снижающих политические риски.
Сразу после начала добычи гидрокарбонатов в Норвегии возник системный вопрос об эффективности их доставки потребителям. Большинство добытой на континентальном шельфе нефти (около 70%) доставляется на сушу судами. Для транспортировки природного газа более эффективен трубопроводный транспорт. Главным потребителем норвежского газа является континентальная Европа, поэтому была построена развитая система трубопроводов, которые после сдачи сравнительно недороги в эксплуатации.
Трубопровод "Норпайп" был первым, он начал работать в 1977 г. Сейчас он представляет собой систему нефтяных и газовых трубопроводов, начинающихся от месторождения "Екофиск". 440-километровый газопровод идет в город Эмден в Германии, а 350-километровый нефтепровод (по существу, единственный в трубопроводной системе Норвегии) – в местечко Тиссайт в Англии. Мощность газопровода составляет 15 млрд м3, а нефтепровода – около 50 млн т сырой нефти в год [35].
трубопроводная система "Статпайп" (880 км), также состоящая из нескольких трубопроводов, была завершена в 1985 г. Главной целью этой системы является транспортировка гидрокарбонатов с месторождений "Статфьорд", "Гуллфакс" и "Оаберг" на перерабатывающий завод в Корсте. Общая мощность всей системы 20 млрд м3 в год.
Трубопроводная система "Зеепайп" доставляет газ с перерабатывающего завода в Коллсисс через Северное море в место Зеебрюгге в Бельгии. Ее общая протяженность составляет 800 км. Строительство этой системы было закончено в 1993 г., проектная мощность 15 млрд м3.
Другая сеть трубопроводов, получившая название "Europipe 1" ("Европровод 1"), была проложена от побережья Норвегии к Германии практически параллельно трубопроводу "Норпайп". Она была сооружена для транспортировки природного газа с месторождения Тролл, ее протяженность составляет 660 км, мощность около 18 млрд м3 в год. Следующая система трубопроводов " Europipe 2" ("Европровод 2") соединяет перерабатывающий завод в Корсте с местом Доркум в Германии. Ее протяженность более 650 км и мощность перекачки газа около 26 млрд м3.
Возрастающий спрос на природный газ вызвал строительство
840-километрового трубопровода "Франспайп", соединившего норвежский шельф с портом Дюнкерк во Франции. Он был сдан в эксплуатацию в 1998 г., его мощность составляет 20 млрд м3. Последний из действующих газопроводов "Асгардтранспорт" был введен в 2000 г. и соединяет месторождения Норвежского моря с перерабатывающим заводом в Корсте. Протяженность трубопровода 745 км, мощность 24 млрд м3 в год.
Расположенный к северу от Ставангера газоперерабатывающий комплекс Корсте играет ключевую роль в транспортировке и переработке газа и конденсата (легкой нефти), добываемых на континентальном шельфе Норвегии. На перерабатывающих мощностях завода газоконденсатные жидкости (ГКЖ) отделяются от поступающего по трубе обогащенного газа. Эти ГКЖ фракционируются в пропан, нормальный и изо-бутан, нафту и этан. Пропан хранится в двух больших кавернах в породе общей вместимостью 90 тыс.т.
Комплекс Корсте является третьим по величине мировым производителем сжиженных нефтяных газов, которые экспортируются по всему миру. В 2005 г. из Корсте было отправлено 575 танкеров, перевозивших сжиженные нефтяные газы. В настоящее время завершено сооружение самого протяженного газопровода Britpipe от месторождения Ormen Lange до Великобритании (длина 1200 км, мощность 24 млрд м3).
Площадь норвежского континентального шельфа составляет примерно 1,5 млн км2. Шельф разделен на три отдельных нефтяных провинции – Северное море, Норвежское море, включая Ян-Майен, и Баренцево море, включая Шпицберген. Геологические характеристики, нефтяной потенциал и технологические задачи для каждого района различны. В настоящее время уровень добычи нефти на шельфе составляет примерно 2.8 млн баррелей/сут.
В 2007 г. начата промышленная добыча газа (около 21.5 млрд м3/год) на глубоководном газоконденсатном месторождении Ормен Ланге. На сегодня это самый крупномасштабный морской газовый проект в мире. Примечательно, что большинство месторождений норвежского шельфа получили имена героев скандинавской мифологии.
Принятая и последовательно реализуемая правительством Норвегии стратегия максимизации долгосрочной ценности нефтяных активов направлена на процветание страны и рост благосостояния ее населения. Нефтяной сектор обеспечивает пятую часть ВВП страны и внешнеторговый профицит в 14% за счет экспорта углеводородов. Страна занимает седьмое место после Саудовской Аравии и России по объему чистого экспорта углеводородов.
Важным элементом норвежской политики управления национальными нефтегазовыми ресурсами является баланс интересов государства и международного бизнеса. Почти 40-летний положительный опыт проведения такой политики дает все основания полагать, что и в перспективе Норвегия останется в числе ведущих производителей нефти и газа, а норвежский континентальный шельф, благодаря рациональной модели управления разведкой и эксплуатацией расположенных здесь месторождений, – одним из наиболее привлекательных регионов мира для инвестирования и полигоном для отработки и внедрения инновационных технологий.
С принятием в 1958 г. Женевской конвенции о континентальном шельфе был открыт доступ к освоению морских ресурсов углеводородного сырья. В мае 1963 г. норвежский стортинг (парламент) принял закон о суверенитете над участками континентального шельфа, согласно которому собственником этих участков является государство, а выдавать разрешения на разведку и добычу нефти и газа имеет право только король (на практике – правительство). Первые лицензии на добычу нефти на континентальном шельфе Норвегии были выданы в 1965 г., а в 1966 г. на одном из участков в Северном море была пробурена первая разведочная скважина. В 1980 г. разведочные работы начались
в Норвежском и Баренцевом морях. Позже, в 1994 г., в глубоководной части (1000-2000 м) Норвежского моря были дополнительно открыты новые районы для разведки.
Контроль деятельности в нефтегазовой сфере, согласно Конституции Норвегии, был возложен на Министерство промышленности. Но когда в конце 1960-х гг. в норвежском секторе шельфа Северного моря был открыт ряд месторождений углеводородов, в том числе крупное месторождение нефти Экофиск (1969 г.), и деятельность в сфере нефтедобычи интенсифицировалась, назрела необходимость организационно-структурных преобразований в отрасли. В связи с этим в 1970 г. правительство Норвегии учредило комиссию по разработке системы управления национальной нефтяной промышленностью. Результатом деятельности этой комиссии стало создание в 1972 г. системы государственного управления нефтегазовой отраслью, в которую вошли: Министерство нефти и энергетики, формирующее государственную политику
в нефтегазовой сфере; Норвежский нефтяной директорат, учрежденный 14 июля 1972 г. стортингом как орган государственного регулирования, осуществляющий административный, финансовый и технический контроль деятельности нефтяных компаний и управление производственными процессами; государственная компания «Статойл» («Statoil»), осуществляющая надзор за эксплуатацией месторождений и регулирование деятельности, связанной с нефтедобычей [37].
Для достижения главной цели – повышения общественной ценности национальных углеводородных ресурсов Норвегии, не имеющей опыта разведки и освоения нефтегазовых месторождений и необходимых финансовых ресурсов, предстояло решить сложнейшую задачу: с одной стороны, выработать эффективную государственную политику комплексного управления нефтегазовыми ресурсами и, с другой стороны, привлечь частный капитал, способный реализовать на высоком техническом, технологическом и социальном уровне весь процесс их освоения.
В первую очередь нужно было создать структуру управления отраслью, объединяющую государственные, независимые коммерческие и общественные организации с уровнем компетентности в сфере нефтегазодобычи и сопряженных с ней областях не ниже уровня компетентности ведущих мировых нефтяных компаний. Это послужило предпосылкой создания условий для эффективного сотрудничества и диалога между государством и международным нефтяным бизнесом.
Норвежские законодатели с самого начала стали уделять особое внимание нефтегазовой отрасли. Они признали, что ее значение настолько велико для всего норвежского общества, что отрасль нельзя отдавать только
в руки частных компаний. По этой причине и были созданы государственная нефтяная компания "Статойл" и государственный орган управления нефтяным бизнесом – Норвежский нефтяной директорат (ННД). Более того, парламент Норвегии принял принципиальное решение выделять компании "Статойл" не менее 50% всех будущих лицензий. В начальный период (1970-1980 гг.) инвестиции в освоение норвежского континентального шельфа превышали доходы, к тому же правительство Норвегии стало брать в 1975 г. экспортную пошлину за нефть и газ. Все это сделало отрасль ведущим источником бюджетных доходов [34].
Законодательные органы продолжали играть активную роль в развитии нефтяного бизнеса. Парламент страны принял детальные правила: например, была установлена максимальная годовая добыча сырой нефти и природного газа. Были определены правила согласования интересов различных участников бизнеса, которые привели к положительному развитию экономики и норвежского общества в целом. Особое внимание уделялось привлечению национальных кадров и росту благосостояния населения.
С 1985 г. было учреждено более активное и непосредственное государственное участие в нефтегазовом бизнесе. Оно было достигнуто введением новой системы государственного прямого финансового процента, которая определяла долю государства в инвестициях и доходах. Доля норвежского государства закладывалась в лицензиях компании "Статойл" и других корпораций.
Важным элементом государственной политики Норвегии в нефтегазовом секторе экономики является баланс интересов государства и международного бизнеса. Изначально были созданы все условия для сотрудничества и конструктивного диалога между властями и компаниями.
При разработке законодательной базы в области нефтегазодобычи главной целью было обеспечить ее соответствие на всех уровнях интересам страны. Основу национального законодательства Норвегии для нефтяной отрасли составляет ряд принятых стортингом законов: "О нефти", "Об охране окружающей среды", "О технике безопасности и охране труда". Ключевым является закон "О нефти".
Основу современной структуры управления нефтегазовой отраслью Норвегии составляет ряд министерств, директоратов и агентств. Министерства формируют государственную стратегию и осуществляют законодательное регулирование в данной сфере. Общая ответственность за разработку ресурсов норвежского континентального шельфа возложена на Министерство нефти и энергетики (МНЭ). Его главная задача – обеспечение деятельности отрасли
в соответствии с руководящими принципами, принятыми стортингом.
В отрасли принята строгая система отчетности. Все компании и организации, действующие в отрасли, предоставляют отчеты в ННД, который,
в свою очередь, регулярно отчитывается перед МНЭ. Ежегодно правительству представляется отчет в виде информационного бюллетеня о состоянии дел
в нефтяной отрасли на всех этапах деятельности. Дважды в год публикуется официальный правительственный документ о состоянии дел в отрасли (так называемая «Белая книга»), который направляется в стортинг для ознакомления и оценки. Этот отчет также может содержать рекомендации по работе отрасли на перспективу, предлагаемые на рассмотрение стортинга [37].
Согласно закону «О нефти», держатели лицензий – компании-операторы обязаны по требованию МНЭ предоставлять всю информацию и документацию относительно их деятельности, предусмотренной этим законом. В Нефтяной директорат предоставляются копии документов, содержащих сейсмологические данные, результаты скважинных исследований, данные каротажа и геофизических исследований, а также буровые журналы и др. Кроме того, представители МНЭ и ННД имеют право присутствовать в качестве наблюдателей в составе комитетов, образованных в связи с деятельностью, осуществляемой по каждой выданной лицензии.
Прогноз ННД является одним из главных элементов государственного бюджета и экономического планирования. Данные, получаемые в процессе реализации бюджетного процесса, имеют большое значение для оценки общей чистой приведенной стоимости нефтегазовых активов. По этим данным контролируют деятельность в нефтегазовом секторе экономики и ожидаемые доходы от этой деятельности с точки зрения соответствия их главной цели – максимизации общественной ценности углеводородных ресурсов.
Налогообложение в нефтегазовой сфере базируется на государственной системе налогообложения доходов корпораций с некоторыми небольшими отклонениями и особенностями, а также с добавлением специального налога на разведку и добычу. Как налог на доходы корпораций, так и специальный налог исчисляется из чистой прибыли, которую нефтяные компании получают от соответствующей производственной деятельности в нефтяной отрасли. И хотя норвежская система налогообложения нефтяной отрасли предусматривает относительно высокую предельную ставку налога, у нее есть ряд благоприятных особенностей [37].
Отсутствуют подписные бонусы и на все существенные издержки, связанные с ведением работ на норвежском континентальном шельфе, распространяется налоговый вычет. Сюда входят не только эксплуатационные расходы, но и затраты на геологоразведку, закрытие и вывод месторождений из эксплуатации, а также затраты на научно-исследовательские и проектно-конструкторские работы. Благоприятствуют росту инвестиций высокие нормы амортизации, а также то, что налоговые скидки начинают действовать сразу после инвестирования. По специальному налогу компания может получить вычет при 30%-м увеличении инвестиций. Издержки на финансирование предусматривают налоговый вычет как по налогу на доходы корпораций, так и по специальному налогу.
Норвежская система налогообложения нефтяной отрасли благоприятна для объектов с предельной рентабельностью, так как налоговые вычеты на рост инвестиций позволяют сберечь прибыль за счет уменьшения специального налога. В целом система хорошо работает в отношении чистой приведенной стоимости на каждый вложенный доллар, а также безубыточных продаж и требуемой вероятности открытия новых месторождений, так как на все издержки распространяется налоговый вычет.
Изменения, сделанные в 2005 г., способствуют повышению налоговой определенности и росту прибыльности инвестиций в заключительной части производства и повышению уровня добычи нефти. Внесены значительные изменения в практику прямого государственного участия в нефтегазовом бизнесе. В 2001 г. норвежский парламент изменил роль государства. Правительству было разрешено весной 2002 г. продать 18.2% государственных акций госкомпании "Статойл". Главная причина частичной приватизации заключается в предположении, что государство вместе с другими акционерами будет более эффективным методом решать вопросы возвращения инвестиций и повышения доходности, чем в полностью государственной фирме.
Одновременно с частичной приватизацией компании "Статойл" было принято решение о создании двух новых государственных фирм. Компания "Петоро" стала управлять государственными акциями в нефтяном бизнесе,
а компания "Гасско" будет отвечать за транспортировку природного газа [34].
Однако в связи с постепенным исчерпанием запасов месторождений на относительно благоприятных участках инвесторам и операторам приходилось осваивать все более сложные проекты с повышенными затратами в Северном и Норвежском морях, а начиная с 2001 г. и в Баренцевом море. По этой же причине стратегической задачей норвежских корпораций стало участие
в крупных зарубежных проектах. В таких условиях в рамках государственно-корпоративного диалога было признано целесообразным объединение двух крупнейших компаний и в результате их слияния в 2007 г. образовалась единая корпорация "Statoil Hydro".
Еще в 1990-е годы, когда норвежская экономика была в очень хорошем состоянии благодаря минимальной зависимости нефтегазового сектора от займов и кредитов, правительство предложило, а затем учредило "Нефтяной фонд", на счетах которого стали аккумулироваться излишние денежные средства, предназначенные для повышения благосостояния населения и будущих поколений.
Влияние нефтегазовой промышленности на рынок рабочей силы не является исключительным по сравнению с другими отраслями. В ней занято лишь 16.4 тыс. чел., что составляет 0.7% от общего числа работающих. Если принять во внимание смежные отрасли, такие как транспорт, строительство и т.п., число работающих составит 81.7 тыс. чел., что соответствует 3.5% рынка труда. Но в целом экономика Норвегии достаточно зависима от нефти и газа. Колебания мировых цен на нефть, политическая нестабильность в проблемных регионах мира ведут зачастую к сложностям в экономическом положении, которые нередко невозможно прогнозировать. Для предотвращения отрицательных последствий падения цен был создан, как уже говорилось, правительственный Нефтяной фонд. С 1996 г. 609 млрд крон было перечислено в инвестиционный фонд социального развития.