16 ноября 2002 г.
Автор: Бринкен А.О., учёный секретарь РГО, к.г.н.
Развитие нефтегазовой промышленности Норвегии
Норвегия имеет протяжённую береговую линию, выходящую на акватории трёх морей - Северного, Норвежского, Баренцева - двух океанов. Континентальный шельф Норвегии покрыт многокилометровыми слоями осадочных отложений от Триасового до Четвертичного периодов. Эти отложения содержат значительные ресурсы углеводородов. Открытые сравнительно крупные месторождения распределяются по отложениям различных периодов примерно следующим образом[8,9]:
Третичный - Код, Экофиск, Фригг, Грейн, Хеймдал, Ётун, Один, Ормен, Слейпнер Гамма, Томмелитен;
Меловой - Экофиск, Ход, Томмелитен, Валхалл;
Юрский - Брейг, Брент, Дроген, Фрам, Фрёй, Гьёя, Гулфакс, Гида, Хальтенбанк Южный, Гулдра, Хейдруп, Квитебьерн, Лилле-Фригг, Миме, Марчисон, Ньерд, Номе, Озеберг, Слейпнер В и З, Снорре, Снёвит, Статфьорд, Тордис, Тролл, Ула, Варг, Веслефрикс, Вигдис, Визунд, Име, Асгард.;
Триасовый - Снорре.
Перечислены далеко не все открытые на норвежском шельфе месторождения, общее число которых превышает 150 и продолжает возрастать. Имея столь обширный потенциал, до 1971 г. Норвегия была полным импортёром нефти и газа, хотя уже с 1958 г. Женевская конвенция о континентальном шельфе открыла возможность обращения страны к морским ресурсам углеводородного сырья. Первые открытия нефти и газа в Северном море были сделаны в 1960-е гг., но прямым откликом Норвегии на новые возможности была закладка первой морской буровой платформы на верфях в Вердале в 1964 г. Эта отрасль морской промышленности в Норвегии развивалась достаточно быстро и к 1975 г. группой "Акер" было построено 28 платформ: 14 непосредственно в Норвегии и 14 по лицензиям в Финляндии, Сингапуре и Японии. Активно проводились геофизические исследования, что привело к открытию промышленных месторождений нефтегазового сырья. По данным [7] на 1982 г. в норвежском секторе Северного моря было выявлено 55 месторождений, из них 32 нефтяных и нефтегазовых и 23 газовых и газоконденсатных. К 2000 г. извлекаемые запасы оценивались в Норвегии в 1,42 млрд. т нефти и 1,35 трлн. м3 газа. [6] По другим оценкам только запасы нефти превышают 2,33 млрд. т. Остаётся неясным, не включены ли сюда и прогнозные запасы, оцениваемые почти в 1 млрд. т. Прогнозные запасы газа оцениваются в 750 млрд. м3. Таким образом, текущая добыча обеспечена, соответственно, по нефти - на 9-14 лет, а по газу - на 23-36 лет. Иностранные источники (World Oil, Oil and Gas Journal, BP Statistical Review) дают более консервативные оценки, например, по газу - от 1,18 до 1,25 трлн. м3.
Добыча нефти в Норвегии началась в 1971 г., а добыча газа в 1977 г., и с этих лет Норвегия вошла в статистику нефтедобывающих стран. Хотя издержки добычи весьма высоки (12-14 долларов США на баррель против 3-4, например, в Иране), но политическая устойчивость и энергетическая безопасность поставок норвежской нефти определяют роль Норвегии на мировом и региональном рынках нефти и газа.
Статистические сведения представлены в следующей сводной таблице.
Начальная фаза развития нефтегазодобывающей промышленности Норвегии была примерно аналогична другим секторам Северного моря и связана с разведкой и доказательством необходимой для промышленного освоения величины запасов и обустройством первых вводимых в эксплуатацию месторождений. Естественно, что крупную роль в этом процессе играли американские, а также уже имеющие опыт морских работ компании других стран. Однако с течением времени норвежский вариант выявил заметные отличия от сценариев развития отрасли в других странах. При том, что поступления от нефти и газа ещё не имели значения для страны до конца 1970-х гг., влияние нового сектора норвежской экономики уже проявилось в ряде если не прямо негативных, то, во всяком случае, тревожных последствий. Начался перелив капиталов и квалифицированной рабочей силы из таких традиционных отраслей, как рыболовство и судоходство. Происходил непредвиденно бурный рост населения городов-портов Ставангер, Берген, Тронхейм и др., связанных с обеспечением морской нефтегазовой промышленности. В самих этих городах возрастали социальных диспропорции: например, зарплата в традиционных отраслях не обеспечивала даже оплаты квартиры. Норвежское правительство заявило о необходимости твёрдого и последовательного регулирования морской нефтегазовой отрасли. В парламентском отчёте 1974 г. указывалось, что на 1990 г. Норвегия планирует достичь уровня общей добычи нефти и газа 90 млн. т.э.н., что называлось "примером умеренного развития, не позволяющего перегреть национальную экономику и могущего воспрепятствовать появлению нежелательных отраслевых диспропорций" [5]. Основными целями были поставлены: рост промышленного сектора, снабжение сырьём собственных нефтехимический производств и, в числе прочих, избавление от внешнего долга, достигшего к тому времени 20 млрд. долларов США. В 1980 г. добыча составила 47 млн. т.э.н., но повышение цен на энергосырьё позволило на официальном уровне декларировать намерения по пересмотру долгосрочных целей, и на 1990 г. уже планировалось добыть только 75 млн. т.э.н. В действительности 75 млн. т.э.н. было добыто уже в 1987 г., и далее рост шёл опережающими темпами по сравнению с планами.
Главная цель норвежской экономической политики, как это считается в указанной и в ряде других теоретических работ, - рациональное использование поступлений от добычи нефти и газа. При уровне добычи в 50 млн. т.э.н. нефть и газ обеспечивают треть всего дохода от экспорта, а стоимость продукции сравнивается с продукцией промышленности (по 16% от ВНП), в то время как, например, сельское, лесное хозяйство и рыболовство давали по 4,5 %, судоходство - 3,6%, строительство - 7,2%. Однако занятость в нефтегазовом и промышленном секторах различалась в 1980 г. в 40 раз, соответственно, 0,5 и 20% от общей. Эти соображения не игнорировались, несмотря на то, что нефтегазодобыча давала государству очень важные налоговые поступления, составлявшие 20% всей доходной части бюджета. В 2001 г. эта доля достигла 30%. Помимо корпоративного налога и специального налога на нефтегазовые компании, они выплачивают арендную плату за лицензионную площадь (более 9000 тысяч долларов США за 1 км2) и налог за выбросы СО2. [1]
Специальный нефтяной налог первоначально был установлен на уровне 25% от доходов, затем в 1980 г. был повышен до 35%. В 1986 г. при резком падении цен на нефть нефтяные компании Норвегии добились снижения ставки этого налога до 30%. Кроме того, с 1 января 1987 г. нефтяные компании освобождались от уплаты роялти (с доходов от добычи нефти и газа) на вновь обустраиваемых месторождениях и получали право на скидку до половины специального налога. Амортизация могла начинаться непосредственно с момента инвестирования, а не с начала промышленной эксплуатации месторождений.
Вследствие принятых мер налоги в Норвегии на нефть и газ понизились с 85% до 60-65%, хотя и остались примерно в два раза выше, чем в других секторах и обеспечивают, помимо прочего, пополнение т.н. нефтяного фонда страны. Фонд создаётся в целях поддержания экономического благосостояния страны в период падения поступлений от экспорта нефти и газа, что ожидается в середине столетия. По разным оценкам величина фонда составила в 2001 г. 40 млрд. долларов США [9,2001] до 80 млрд. долларов США [10].
Как правительство, так и общественность Норвегии считают, что развитие нефтегазодобычи в стране отличается от таких моделей, как датская, мексиканская, алжирская или, тем более, кувейтская, хотя очень часто в литературе Норвегию называют северным Кувейтом (нефть) или северным Алжиром (газ). Интересам страны наиболее соответствует развитие отрасли, способствующее, прежде всего, преимущественному росту других секторов экономики. В нефтяную политику Норвегии органически вошли экологические задачи сохранения чистоты прибрежных акваторий не только самих по себе, но и как места размещения других отраслей хозяйства: рыболовства, марикультуры, туризма.
Нефтяной сектор даёт 20% ВВП Норвегии и обеспечивает крупный внешнетороговый профицит 14% за счёт экспорта углеводородов. Вне нефтяного сектора Норвегии не удалось полностью реализовать планы по созданию экспортных и импортзамещающих производств, и здесь наблюдается дефицит внешней торговли, растущий год от года: в 2001 г. - 2%, а к 2010 г. может достигнуть 5,5%.
В 1981-1982 гг. во время второго нефтяного кризиса Норвегия оказалась редким исключением среди промышленно развитых стран и понизила уровень добычи нефти по сравнению с планируемой (с 30,0 до 23,5 млн. т). Тогда с достаточной уверенностью предполагалось, что в перспективе добыча нефти на норвежском шельфе вряд ли будет сильно возрастать, а уровень суммарной годовой добычи будет достигнут за счёт газа. В том же 1981 г. рост добычи газа почти уравновесил падение добычи нефти, но динамика добычи нефти и газа не подтвердила этих намерений. С 1984 г. происходит достаточно быстрый рост добычи нефти, превысивший в 1992 г. уровень 100 млн. т, а в 1996 г. - 150 млн. т. Добыча газа с1980 по 1991 г. практически оставалась на одном уровне (см. таблицу), и стала весьма быстро расти с 1995 г. Норвегия вновь продемонстрировала солидарность с нефтеэкспортирующими странами, понизив уровень добычи в 1998-1999 гг. на 6-10 млн. т в год (см. таблицу).
В ноябре 2001 г. министр энергетики и нефти заявил, что Норвегия будет сотрудничать с ОПЕК и снизит добычу в первой половине 2002 г. на 5 млн. т. в год, а затем ещё на 2,5 млн. с тем, чтобы добывать несколько более 150 млн. т. в год. (В первой половине 2002 г. добыча была на уровне 153 млн. т. в год). На понижение повлияла и забастовка на НПЗ Монгстад, из-за которой вынужденно понизилась добыча на месторождении Тролл.
При этом заявляется, что политика в отношении ресурсов нефти с 1980-х гг. сравнительно мало изменилась, и это связано со стабилизацией и даже некоторым падением цен на нефть (в сопоставимых ценах), и возрастающей стоимостью обустройства нефтяных месторождений, то есть ростом не облагаемых налогами сумм. [1]
Всё большее значение приобретал рост морских работ Норвегии в Норвежском, а затем в Баренцевом море, поскольку лишь 15% шельфа страны относится к Северному морю. Именно в северных районах наиболее заметно происходила так называемая "норвегизация" отрасли. Следует отметить, что этап "норвегизации" продолжался вплоть до настоящего времени. События последних двух лет позволяют считать, что в Норвегии происходит если не смена долгосрочных целей от национальных к участию в процессе глобализации экономики, то, во всяком случае, решения всё более принимаются в контексте интересов ЕС в целом.
Параллель 62° с.ш. была выбрана Норвегией и Великобританией как предел делимитации Северного моря по национальным секторам, хотя с точки зрения морской картографии, граница между Северным и Норвежским морями проходит по 61° с.ш. Этой границе Норвегия придала смысл разделительной линии и в ресурсной политике страны. Выше 62° с.ш. право на поисково-разведочные и эксплуатационные работы на норвежском шельфе до 2002 г. предоставлялось только норвежским компаниям. Иностранные компании могли участвовать в разработках под эгидой сотрудничества, оказывая норвежским компаниям так называемую техническую помощь, что предполагало, кроме возможности быть оператором (производителем работ), также возможность инвестирования капитала с разделом риска. В Норвегии действовали три компании-участника высокоширотных разработок: "Статойл" - полностью государственная, "Норск Гидро" - во владении государства на 51%, "Сага Петролеум" - консорциум 80 небольших частных норвежских компаний.
Таким образом, Норвегия пошла значительно дальше, чем Канада, и раньше неё в установлении особых национальных прав над деятельностью по освоению морских, особенно арктических, минеральных ресурсов.
Помимо ограничения участия иностранных компаний, норвежские правила устанавливали доли участия государственного сектора в арктических разработках через обязательное предоставление государственной компании "Статойл" в каждой лицензии свыше 70% прав по сравнению с 20-50% в Северном море. Фактическая величина определялась по скользящей шкале в зависимости от уровня добычи.
Запасы нефти и газа в норвежском секторе Северного моря обеспечивали нормальное развитие отрасли, что не требовало от страны немедленной экспансии в более северные районы. В какой-то мере это отразилось на практическом отсутствии геологоразведочных работ в Баренцевом море с 1994 г. по настоящее время. ГРР в Норвежском море привели к сравнительно небольшому числу открытий.
Ресурсная политика страны, направленная на использование нефти и газа в качестве долговременной и устойчивой экспортной базы, предполагала весьма умеренный темп роста добычи. Вместе с тем, нельзя отрицать влияние таких факторов, как давление на Норвегию со стороны США, координационных органов ЕС, требующих развития внутриевропейских источников энергообеспечения и, прежде всего, инерция развития самого нефтегазового сектора страны. В целом всё это привело к более быстрому росту нефтегазовой промышленности. Выгодное расположение месторождений Норвежского моря рядом с уже найденными и рядом с промышленными районами страны, наряду с необходимостью демонстрации эффекта активной заинтересованности в развитии арктических ресурсов, способствует формированию положительных решений по освоению высокоширотных районов. Как представляется, влияет, хотя и в меньшей степени, возможность поставок углеводородного сырья в соседние страны. В различной мере эти факторы проявляются и на уровне внутренних проблем страны, и в системе международных отношений в Европейском Союзе, в НАТО, в странах Балтии. Вплоть до середины 90-х гг. ХХ в. со стороны НАТО и ряда кругов США проводилась кампания противопоставления т. н. "интересов" развития морской нефтегазовой промышленности Норвегии и её экономики в целом интересам СССР, представляемым как стремление создать для себя положение монопольного продавца газа в Европе. Вопреки достаточно отчётливо выраженной политике Норвегии умеренного развития энергосектора и согласования экономической политики с интересами соседних стран, делались попытки доказать, что лучшей альтернативой является рост экспорта норвежских энергоисточников. Безработицу в Норвегии, составлявшую к концу 1980-х гг. 4,1% и вызванную временным снижением производства в судостроении и других традиционных для страны отраслях, называли "серьёзной политической проблемой страны" и предлагали "лечить" её путём ускоренного развития нефтегазодобычи, в том числе, только нефти в начале 1990-х гг. предлагалось добывать 50 млн. т. В действительности, как уже говорилось, развитие нефтедобычи пошло ещё более быстрыми темпами, и уровень 50 млн. т был достигнут к концу 1987 г.
Руководящие деятели ЕС и США постоянно выражали намерение привязать энергополитику Норвегии к потребностям европейского энергоснабжения, а не к национальным целям. Вероятно, это один из тех не слишком частых случаев, когда интеграционные стремления в рамках европейской региональной экономики совпадали с интересами США. Американская трактовка задачи европейского энергоснабжения состояла в сочетании следующих целей: 1) объединение и перераспределение энергосырья в регионе; 2) создание в регионе единого рынка и единой политики импорта энергоисточников (нефти и газа), в определённой мере, в противовес ОПЕК и России; 3) согласование энергополитики региона с энергополитикой США (частью через деятельность американских МНК в водах европейских стран, частью через контроль над потоками нефти и газа из стран ОПЕК, частью путём изменения структуры энергопотребления европейских стран: США предлагали наладить крупный экспорт угля в Европу). Достижение этих целей становится крайне сложным, если каждая из стран Европы, а особенно Норвегия, придерживаются национальной политики оптимизации собственной экономики. Хотя Норвегия - часть европейского экономического региона, но на двух референдумах норвежцы выступили против участия в ЕС. Текущие опросы показывают некоторый рост сторонников интеграции.
Отдельно стоят отношения с Россией (до 1991 г. - СССР). В ряде работ норвежских авторов по поводу этих отношений проводилась мысль о необходимости сбалансированного учёта позиций СССР/России при принятии решений по вопросам освоения Арктики. Это касается проблемы Шпицбергена, выбора метода делимитации арктических акваторий (секторный принцип или другие подходы), рыболовства в так называемых "серых зонах" двойных притязаний и др.
Норвежское правительство предложило СССР начать обсуждение вопроса о разделе континентального шельфа Баренцева моря ещё в 1967 г. Переговоры с перерывами продолжались, начиная с 1974 г., и как указывал норвежский исследователь В. Естренг, "без особой перспективы успешного завершения". Естренг не являлся официальным представителем норвежского правительства, однако выражал именно его интересы.[2] Поэтому любопытно, что он имел в виду, когда писал: "В перспективе не исключена возможность того, что сила, а не международное право определит разграничительные линии и контроль над континентальным шельфом в этом районе". Какого рода силу он имел в виду: экономическую мощь, преимущество в технологии разработок или военную? До сих пор переговоры идут в поле международного права.
Обе стороны подписали Женевскую конвенцию 1958 г. о континентальном шельфе, и обе стороны признали статью 6 этой конвенции в качестве основы для переговоров, но объясняли свою позицию разными положениями этой статьи. Норвегия предлагала использовать принцип срединной линии (медиана), СССР - секторный принцип со ссылкой на так называемый учёт особых обстоятельств. Между медианой и секторной линией площадь поверхности океана составляет 155 тысяч км2, что можно сравнить площадью норвежского континентального шельфа Северного моря (144 тысячи км2). Геологические условия этого района позволяют предположить высокую вероятность наличия в восточной части Баренцева моря больших запасов углеводородов. В Норвегии считают, что раздел на основе секторальной линии ставит Норвегию в крайне невыгодное положение. Не будем в данной статье приводить все доводы и обоснования за и против раздела водных пространств Арктики на секторы. В современной России этот принцип также иногда подвергается сомнению, и предлагается проводить раздел на основе наиболее общих положений современного морского права, то есть наиболее формализованной делимитации путём закрепления двухсотмильных экономических зон и континентального шельфа [3].
Особенности отношений России и Норвегии связаны и со своеобразной ситуацией по поводу обширной акватории и морского дна вокруг Шпицбергена. Статус Шпицбергена был установлен в Парижском договоре о Шпицбергене (Свальбарде) от 9 февраля 1920 г. договор был подписан 41 государством без России. Наша страна даже не получила уведомление о пересмотре статуса архипелага. Российское правительство тогда направило протест Норвегии и другим государствам-участникам договора, заявив, что "не признаёт себя обязанной этим актом". В ответной ноте Норвегия выразила желание сотрудничать с Россией по установлению справедливого режима на архипелаге. Россия присоединилась к договору спустя четыре года, в том числе, и по вынужденным обстоятельствам выхода из политической изоляции, сложившейся в 1920-е гг.
Согласно статье 1 договора, Норвегии гарантируется "полный и неограниченный суверенитет", но на определённых условиях. Норвегия, например, не может осуществлять единоличное освоение экономических ресурсов острова и территориальных вод, а лишь совместно с государствами, подписавшими договор и на равных основаниях с ними. Это относится ко всем видам деятельности, в том числе, разработке полезных ископаемых. В 1971 г. Норвегия установила четырёхмильную ширину территориальных вод вокруг Шпицбергена, приведя их в соответствие с территориальными водами вокруг всей страны (!). Согласно Конвенции ООН по морскому праву 1985 г. ширина территориальных вод установлена в 12 миль, но Норвегия на сей раз не приводит в соответствие зону Шпицбергена с зонами вокруг остальной территории. Парадокс заключается в том, что Норвегия требует установления большего объёма суверенных прав над континентальным шельфом за пределами четырёхмильных территориальных вод Шпицбергена, чем на нём самом и в его территориальных водах.
Непосредственно на Шпицбергене бурение на нефть производила советская компания "Арктик уголь", по-видимому, без существенных результатов. Эстафету переняла компания "Бритиш Петролеум", которая закончила свою программу весной 1986 г. перед летним сезоном подвижек ледяного покрова. Норвежские источники сообщали, что якобы были обнаружены нефтесодержащие ловушки на глубине 1500-2000 от поверхности и что "БП" собирается просить лицензию на 1800 км2 площади для продолжения работ [11].
Развивая свою нефтегазовую промышленность, Норвегия до 1993-1995 гг. в какой-то мере учитывала российские интересы. Тем не менее, в 1989 году норвежцы открыли для нефтегазопоисковых работ шельфовый участок "Баренцево море-Юг", простирающийся до 74°30' с.ш. - зоны действия Договора о Шпицбергене. В 2001 г. появились сообщения, что Норвегия "готова сотрудничать с Россией" в вопросе о разделе Баренцева моря. Это нашло подтверждение во время пребывания президента В. Путина в Норвегии в ноябре 2002 г.
Можно считать, что с 1990-х гг. система приоритетов претерпела значительную трансформацию: если исторически государство контролировало крупную промышленность, то отношение к госконтролю в правительстве и парламенте начало меняться. Новое мышление опирается на созданную в октябре 2001 г. правоцентристскую коалицию (Христианская Народная партия, Консервативная и Либеральная партии). Правительство заявило, что намеревается уменьшить участие в бизнесе и понизить налоги, однако сохранить влияние в социальной и экологической политике.
Для экономики Норвегии, ориентирующейся на создание крупного, с выдающейся экспортной направленностью сектора морского горного строительства и оборудования, чрезвычайно важными представляются не только объёмы прямых капиталовложений, прямой деятельности и прямой занятости в морской нефтегазодобыче. Развивая обеспечивающие производства, строительные мощности, инфраструктуру, сопутствующие отрасли, Норвегия получает мультипликационный эффект промышленного развития и занятости, а не только 30-40 тысяч рабочих мест непосредственно в морской нефтегазодобыче. Так, например, к середине 1979 г. в долговременные сооружения и трубопроводы на море Норвегией было вложено 42 млрд. норвежских крон, а на поиски и разведку истрачено ещё 6 млрд. Поступления от нефти составили в 1980 г. 7,5 млрд. крон, и такую же сумму Норвегия получила от экспорта морского бурового оборудования. По мере роста добычи нефти и в связи с её подорожанием поступления от реализации нефти начали значительно превышать доходы от продаж оборудования, что не уменьшает важности последних для страны. К концу 1990-х гг. экспорт Норвегии, составлявший 40% ВНП, наполовину зависел от экспорта нефти и газа и на 14,5% - от экспорта машин и оборудования.
Объёмы капитальных вложений в морской промышленный комплекс страны постоянно и быстро растут, причём опережающе - из внутренних норвежских источников. К 1990г. затраты на освоение месторождений в Норвежском и Баренцевом морях предположительно превысили 15 млрд. долларов США. Правила регулирования арктической деятельности способствовали увеличению собственно норвежского вклада ещё больше.
Выдача лицензий на разведку и разработку месторождений в Норвежском море проводится в небольших размерах и в ограниченных районах. Это объясняется стремлением сохранить контроль над уровнем активности и её географическим размещением, не потерять совместимость с промышленным рыболовством и не оказать на него отрицательного влияния. Важными обстоятельствами называются также вопросы развития международной политики и права, целесообразность регионального планирования. В поддержку заявленных позиций за счёт бюджетных ассигнований выполняется значительный объём сейсмопоисковых работ, данные которых предоставляются компаниям-держателям лицензий.
К 1975 г. число открытых месторождений нефти и газа в Норвежском море составило более 10 при успешности бурения около 50% - очень высоком результате в мировых геологоразведочных работах (ГРР). Оценки запасов этих месторождений (более 600 млн. т.э.н.) уже тогда позволили ставить вопрос о газообеспечении Швеции, поставках сжиженного природного газа (СПГ), а также росте добычи нефти и конденсата.
Рост добычи газа происходил несколько замедленно не только в связи с политическими соображениями. До конца 1980-х гг. в Норвегии, как предполагается, выжидали давно прогнозируемый, но никак не происходящий рост цен на газ. Ввод в эксплуатацию новых месторождений в Норвежском, а тем более в Баренцевом море требует очень крупных капиталовложений и сопряжён с необходимостью поддерживать устойчивые и сравнительно высокие цены реализации газа. Проекты поставок газа в виде СПГ ещё более затратны и нуждаются в опережающем развитии инфраструктуры потребления СПГ. В Норвегии предполагали, что в случае сильной конкуренции с СССР путём предложения Норвегией альтернативных поставок из новых месторождений не исключена ответная реакция - понижение цен на российский газ, и без того продающийся на рынках Европы примерно на 20% дешевле норвежского. А это может оказаться очень сильным аргументом для покупателей и сделает норвежские проекты экономически неэффективными. События 1998-1999 гг. подтвердили эти предположения: падение мировых цен на нефть и газ поставило нефтегазовые компании Норвегии в довольно сложное положение, а частная компания "Сага Петролеум" оказалась на грани банкротства.
Напротив, согласование экспортной политики с интересами СССР/России и умеренный рост экспорта газа (что соответствует национальным интересам экономического развития Норвегии) делают идеи превращения норвежского шельфа в сырьевой придаток региона непривлекательными. Именно поэтому Норвегия отрицательно отнеслась к подталкиванию со стороны Государственного департамента США выступить с альтернативой уренгойскому проекту поставок газа в Европу в 1981 г. По этим же причинам можно ожидать, что в интересах Норвегии согласовывать политику экспорта газа в Европу с российской.
Помимо указанных крупнейших и важнейших политэкономических причин, темпы обустройства месторождений в глубоких полярных водах сдерживались высокими ставками налогообложения (суммарно 85%) нефтегазовых компаний и их недостаточной активностью при этих ставках и растущих расходах на морские работы. Так, например, стоимость бурения одной разведочной скважины достигала 28 млн. долларов США.
В течение, по меньшей мере, 20 лет в Норвегии обсуждаются планы и идут споры по поводу развития нефтехимической и, особенно, газохимической отраслей. Это развитие требует увеличения поставок нефти и газа с месторождений, находящихся около и выше 62° с.ш. непосредственно на Норвежское побережье. В качестве примера можно привести обустройство месторождения Озеберг, соединённого нефтепроводом с местечком Стуре, и прокладку трубопроводов от месторождения Тролл: газоконденсатного на Коллснес и нефтяного на Монгстад. Этот проект иногда называют Вестпроцесс. Все три указанных пункта на побережье также соединены трубопроводом. Газопровод от месторождения Озеберг выходит на магистральную систему Статпайп-Норпайп и имеет пропускную способность более 12 млрд. м3 в год. Лёгкие нефтепродукты, ранее прокачивавшиеся вместе с газом, сейчас перерабатываются, и их величина составляет примерно 1,5 млн. т. в год. Другой пример - строительство 250-километрового газопровода Хальтенпайп, соединяющего месторождение Хейдруп с базой "Статойл" Тьелдбергодден в средней Норвегии. Пропускная способность газопровода 2,2 млрд. м3 в год, пока используется примерно треть мощности. Поставки идут на завод метанола производительностью переработки 700 млн. м3 в год. [9]
Газ, поставленный в Норвегию, помимо газохимического производства, может быть использован при выработке электроэнергии [6], в настоящее время практически полностью (99% в 1998 г.) вырабатываемой гидроэлектростанциями. В стадии строительства находятся три теплоэлектростанции (ТЭС) на газе. Две из них планировалось сдать в эксплуатацию в 2002 г., но строительная компания запросила правительство о пролонгации строительной лицензии до 2004 г. Кроме того, ввод в эксплуатацию ТЭС связано с рядом сложных проблем переориентации добывающих компаний на новые производства, вообще изменением структуры производства и потребления энергии в стране, размещением новых производств в центральных и северных районах страны и т.д.
Планы развития нефтегазовой промышленности всё более зависят от норвежских нефтегазовых компаний, ставших крупнейшими экономическими субъектами государства. В Норвегии для эксплуатации морских месторождений были сориентированы три основные компании: "Статойл", "Норск Гидро" и "Сага Петролеум", отражающие три формы собственности: "Статойл" - 100% государственная, "Норск Гидро" - 51% принадлежит государству, "Сага Петролеум" - полностью частная. Законодательство о нефти появилось в 1972 г. в виде правительственных правил, и на основе этих правил в 1972 г. была образована "Статойл".
"Норск Гидро" - одна из старейших компаний Норвегии, образованная в год обретения Норвегией государственности (1905). Основные направления деятельности компании в настоящее время - алюминиевая промышленность, агропромышленность и энергетика, причём занятость в энергетической отрасли - около 10% от общей.
В 1975 г. опубликован закон о налогообложении нефтегазовой промышленности с поправками от 1996 г. В 1985 г. принят закон о нефтяной деятельности, пересмотренный в 1997 г. и действующий по настоящее время. В этом законе установлено, что "Норвежское государство имеет права собственника на подводные нефтяные месторождения и исключительное право на управление полезными ресурсами", "никто иной, кроме Государства, не может осуществлять нефтяную деятельность без лицензий..." Лицензии на разведку и добычу нефти выдаются раундами, примерно раз в два года. Государство имеет право назначать оператора работ по каждому из месторождений, формировать консорциумы и распределять доли участников в них, что вместе гарантирует ограничение доли участников каждой из компаний, особенно иностранных. В 1985 г. был создан SDFI (State's Direct Financial Interest) - финансовый фонд прямого участия государства в нефтяных операциях. Это увеличило поступления в бюджет и перевело "Статойл" из владельца ресурсов в управляющего. С 1985 до 1996 г. доля SDFI во всех лицензиях составляла 50%. Но в 1996 г. эта доля сократилась с 50 до 30%, а также было сокращено число участников в одной лицензии. В целом холдинг участвовал в 150 месторождениях и обеспечивал 40% общей добычи. В 1999 г. доля SDFI в новых лицензиях сократилась в среднем до 15%. Аргументируя тем, что нефтегазовая отрасль продвигается на север в труднодоступные районы, что требует увеличения производственных издержек и привлечения крупного иностранного капитала, компания "Статойл" в 1998-1999 гг. предлагала включить SDFI в состав компании и провести существенную приватизацию, что обеспечит увеличение капитализации нового образования "Статойл"/SDFI.[9] В апреле 2001 г. парламент утвердил план продажи 10-25% "Статойл" частным инвесторам, а 15% SDFI - "Статойлу". Ещё 6,5% SDFI в марте 2002 г. были проданы "Норск Гидро" и восьми другим операторам. Оставшиеся 78,5% SDFI реорганизованы в новую государственную компанию "Петоро", ставшую пятой крупнейшей в мире по добыче нефти и газа (70 млн. т.э.н. в год). "Петоро" - исключительно управляющая компания, не осуществляющая самостоятельных операций.
Основные вехи развития нефтегазовой промышленности Норвегии можно перечислить так [8,9]:
1963 - Норвегия объявила суверенитет над континентальным шельфом;
1965 - раздел континентального шельфа между Норвегией, Данией и Великобританией;
1966 - пробурена первая скважина на шельфе Норвегии;
1968 - открыто первое месторождение;
1971 - начало добычи нефти на шельфе (месторождение Экофиск), открыто месторождение Фригг;
1972 - образована компания "Статойл";
1974 - открыто её первое месторождение Статфьорд (вошло в эксплуатацию в 1979 г.);
1975 - добыча нефти превысила потребление нефти в стране; начал работать нефтепровод от Экофиск до Великобритании;
1977 - начало добычи газа; сооружён первый норвежский газопровод от Экофиска в Германию;
1980 - открыт для геологоразведки континентальный шельф севернее параллели 62°с.ш.;
1981 - "Статойл" впервые выступила в качестве оператора (месторождение Гулфакс в Северном море);
1983 - добыча газа и нефти вместе превысила 50 млн. т.э.н.;
1985 - вступил в строй подводный магистральный трубопровод с месторождений в северной части Северного моря на материк (Статпайп);
1987 - вошло в эксплуатацию очень крупное месторождение Гулфакс;
1988 - вступили в эксплуатацию месторождение Озеберг и Томмелитен и первый норвежский нефтепровод до Норвегии;
1989 - началась эксплуатация месторождения Веслефрик;
1990 г. - "Статойл" и "Бритиш Петролеум" сформировали альянс для совместных международных операций;
1992 - началась эксплуатация месторождения Снорре;
1993 - введены месторождения Браге, Дроген и Слейпнер-Ист;
1994 г. - "Статойл" вместе с финской компанией "Несте" образовал нефтехимическую группу "Бореалис";
1995 - началась эксплуатация Тролл (нефть) и построен газопровод в Германию;
1996 - началась эксплуатация Тролл (газ) и Слейпнер-Вест;
1998 - построен газопровод Норфра/Франпайп во Францию;
1999 г. - "Статойл" освоил месторождение Асгард в Норвежском море и месторождение Сири в датском секторе Северного моря;
2000 - началась добыча газа на месторождении Асгард-В, вступил в строй газопровод до Карсто, началась добыча на месторождениях Сигна в Северном море и Хайдрун в Норвежском море;
2001 - акции "Статойл" были включены в листинг фондовых бирж Осло и Нью-Йорка.
2002 - образована государственная компания "Петоро".
Последним событиям предшествовали поглощение "Сага Петролеум" компанией "Норск Гидро" с передачей 25% активов "Статойлу" и частичная приватизация "Статойл". В настоящее время доли владения "Статойл" составляют: государство - 81,8%, а из оставшихся 18,2% 5,3% - инвесторам из США, 4,4% и 4,0% - из Великобритании и Норвегии, а остальные - из Бенилюкса и других стран. [9] Предполагается, что в ближайшие годы у государства останется менее 70% акций "Статойла". Уменьшилась доля государства и в компании "Норск Гидро" - в ведении министерства торговли и транспорта 43,8%, ещё 3,7% у Национального страхового фонда. Всего у инвесторов Норвегии 63,7% акций, Великобритании - 13,9%, США - 12%. [8] Число иностранных нефтегазовых корпораций, работающих в норвежских водах, приближается к двум десяткам.
Происходящие в последние годы события в норвежской нефтегазовой промышленности усиливают неопределённость в прогнозах путей её развития. Большинство эксплуатируемых нефтяных месторождений вошли или проходят стадию зрелости, и добыча на них на современном или даже несколько более высоком уровне может продолжаться лишь несколько лет, а затем будет падать. Новые крупные месторождения, если даже они будут открыты немедленно, смогут вступить в эксплуатацию через 8-10 лет после открытия и вряд ли позволят поддержать добычу на современном уровне. Для поддержания экспортных поступлений Норвегия нуждается в быстром развитии экспорта газа. Могут рассматриваться новые проекты строительства газоэлектростанций, а также экспорта электроэнергии. Уже введённые в эксплуатацию газопроводы имеют суммарную пропускную способность более 90 млрд. м3 в год на материк. С октября 2001 г. введён газопровод на Великобританию (1,6 млрд. м3 в год), и ожидается ввод в эксплуатацию ещё нескольких (примерно на 10 млрд. м3). Реализуются и другие проекты, в том числе, транспортировки СПГ с месторождения Снёвит, развития ТЭС и т.д.
Сложение всех упомянутых цифр даёт величину ожидаемой добычи газа на среднесрочную перспективу 100-120 млрд. м3 газа в год, но никак не 200 млрд., прогнозируемые Американским Энергетическим агентством.
Литература
1. Виноградова О. Делать ли из России Норвегию?// "Нефтегазовая вертикаль", 2002. №14
2. Естренг В. Проблемы континентального шельфа в восточной части Северного Ледовитого океана. Последствия третьей конференции ООН по морскому праву. / Труды XII ежегодного собрания Института морского права в Гааге 23-26 октября 1978 г. - Архив ИМЭМО РАН.
3. Трофимов В. Кому принадлежит Арктика?// "Независимая газета", 29.04.1995.
4. Международные условия развития морской горной промышленности в Атлантическом океане. - В кн. Атлантический океан. М.: ИМЭМО, 1985.- Том 2.- с. 5-84.
5. Bjerkholt O., Lorentsen L., Strom S. Using the oil and gas revenue: the Norvegian case. Oslo, 1982, S.cb., n.133, p.171-185.
6. Energy in Norway./ Inf. agency "Freshfields Bruckhaus Deringer", 2002.
7. Jahrbuch fur Bergbau, Energie, mineralol und Chemie. 1981-1982, Gamburg.
8. Norsk Hydro Annual Report 1999-2001.
9. Statoil Annual Report 1999-2001.
10. Official Energy Statistics from the U.S. Government. - Washington: Energy Information Administration, 2002. - 406 p.
11. Is there oil on Spitzbergen? - Noroil, 1986. - Vol. 14, #5. - p. 15.
 


Все замечания и пожелания присылайте по адресу: skv@nefte.ru

ЗАО "Независимое нефтяное обозрение "СКВАЖИНА" (С) 1999 Все права защищены