воскресенье, 20 июля 2014 г.

Сэмюэль А. Ван-Вактор. Нефть благословенная и проклинаемая

Сэмюэль А. Ван-Вактор. Нефть благословенная и проклинаемая
Нефть принято считать абсолютно незаменимым источником энергии. Книга Сэмюэля А. Ван-Вактора отвечает на вопрос, так ли это на самом деле, представляя читателю комплексное исследование роли нефти в формировании энергетической и политической картины мира.

Сосредоточенные в удаленных частях света и потребляемые в большей степени развитыми странами, нефтяные ресурсы нередко становятся причиной международных конфликтов и кризисов, на преодоление которых уходят годы. Рассматривая нефть как одну из основ мировой экономики, автор рассказывает о том, почему именно она является наиболее выгодным источником энергии и от каких факторов зависит ее стоимость, выделяет главные типы нефтяных компаний и опасности негибких инвестиций в освоение нефтяных месторождений, анализирует возможные варианты структур нефтегазовой отрасли и прогнозирует ее будущее.

Глава из книги (эксклюзив от издательства "Альпина паблишер"):

СПРОС И ПРЕДЛОЖЕНИЕ НА РЫНКЕ НЕФТИ

Почему нефть так дорога?

В июле 2008 г. оживление царило в торговом зале биржи NYMEX, возбужденные трейдеры предлагали цену на уровне 147 долл. за баррель нефти — самую высокую за всю историю торговли. Это безумие стало кульминационной точкой долгой восходящей тенденции цены нефти. В 1998 г. нефть торговалась по цене менее 11 долл. за баррель. За последующие десять лет производители нефти насладились 14-кратным ростом цен (рис. 2.1). В этот безумный день казалось, что никто в мире не мог существовать без нефти. Возникла паника. Она была другой по форме, но не менее острой, чем те, что случались ранее. Например, когда в период Первой мировой войны Уинстон Черчилль, бывший в то время первым лордом Адмиралтейства Великобритании, национализировал Англо-персидскую нефтяную компанию (сейчас British Petroleum, BP), чтобы обеспечить необходимые поставки для Королевского флота. Опасение лишиться нефти из-за блокады индонезийских поставок, организованной США, стало главным мотивом нападения Японии на Перл-Харбор. Наличие нефти — это самое важное условие для современной индустриальной экономики, и потребность в ней испытывает каждый. Если это так, то что же делает нефть столь значимой и в чем причина неустойчивости ее цены?


Из всех источников энергии нефть является наиболее дешевой и удобной для переработки и потребления. Древесина и уголь слишком объемны для транспортировки, к тому же при их сжигании происходит загрязнение атмосферы. Генератор электрического тока должен быть соединен с потребителем, и до настоящего времени хранение электроэнергии обходится слишком дорого. Поставки природного газа требуют газопровода, и хотя альтернативы существуют, но они тоже весьма дороги. Эффективные способы транспортировки как газа, так и электроэнергии требуют создания сети — большой инфраструктуры с постоянными издержками. И нефть подвижна. Океанские танкеры, нефтепроводы, железнодорожные вагоны и грузовые цистерны — все эти средства транспорта могут перевозить нефть. Нефтепродукты легко делятся на небольшие партии. По сравнению с другими вариантами транспортировки топлива они относительно безопасны в использовании. Наиболее важно то, что нефть имеет высокую удельную энергоемкость. Благодаря своим свойствам она является идеальным топливом для транспорта, и сегодня это ее основной сектор рынка.

Полвека назад Пол Франкль отметил необычные свойства нефти и характеристики, которые выделяют ее из других источников энергии и прочих видов сырья. Он отметил, что керосин и мазут легко превращаются в газ, который при сгорании дает свет и тепло. Бензин и дизельное топливо в смеси с воздухом обеспечивают зажигание двигателя. Более того, нефть необходима в качестве смазочного материала. В те времена было весьма затруднено хранение газа, а нефть могла храниться в сжиженном виде и при необходимости легко превращалась в газ. Франкль пояснял: «Особая ценность жидких углеводородов объясняется тем, что они легко превращаются в газ» [20, c. 13]*. Далее он указывал на недостатки угля и древесины: «...твердое топливо необходимо сначала сжечь для получения пара и только после этого давление пара обеспечит движение механизма. Используя газ или вещество, которое легко может быть в него превращено, мы убираем отдельную фазу по превращению энергии и производим энергию наиболее коротким способом» [20, с. 14].

По мнению Франкля, нефть как источник энергии имеет более высокое качество, однако ее жидкое состояние придает ей необычные свойства; кроме того, требуется специальное оборудование для ее транспортировки, переработки и сбыта. Обычно такое оборудование достаточно дорого, но оно компактно, и после значительных предварительных вложений последует экономия на трудозатратах. Поскольку нефтяное оборудование было столь специальным и дорогостоящим, Франкль сделал вывод, что для отрасли необходима широкомасштабная вертикальная интеграция: все стадии производства и распределения должны сосредоточиваться у единого собственника; при этом отрасль надо концентрировать в нескольких крупных компаниях.

Экономисты, менее знакомые с отраслью, часто критиковали эту точку зрения, считая Франкля апологетом отрасли, известным своими монополистическими взглядами. Однако Франкль основывал выводы на технологии и методах экономического анализа, доступных для того времени. Современные возможности экономической науки позволяют глубже проникнуть в сущность проблемы организационной структуры отрасли.

По воспоминаниям Генри Форда, в 1986 г. Томас Эдисон похвалил юного Форда за выбор конструкции автомобиля: «Молодой человек, это стоящая вещь, и вы сделали ее. Пусть так и будет. Электромобили должны находиться недалеко от заправочной станции. Электроаккумулятор имеет слишком большой вес. Автомобиль на паровом двигателе невозможен, поскольку необходимо иметь котел и огонь. Ваш автомобиль самодостаточен, имеет свою собственную систему энергообеспечения — без огня, без дыма, без котла и без пара. Это действительно вещь, оставьте все как есть». В 1900 г. в трех крупнейших городах США было 2370 автомобилей, но большая часть из них работала от пара или электродвигателя и только 400 — на бензине. Двигатель внутреннего сгорания в действительности начал применяться в 1908 г., когда Форд стал производить автомобиль Model T. Он работал на жидком топливе и имел мощный двигатель, в котором можно было применять бензин или этанол. Особенно важно стало то, что Форд производил Model T на конвейере с весьма низкими издержками, который был разработан для массового рынка. Эдисон бился более десятилетия в поисках достойного аккумулятора, но по стоимости и надежности не смог найти ничего лучше свинцово-кислотного. К несчастью, данный аккумулятор оказался слишком тяжел в качестве основного для электромобиля, и прошло более ста лет до появления лучшего аналога. Крупное последнее препятствие на пути к господству двигателя внутреннего сгорания устранили в 1911 г., когда система электрозажигания заменила заводную ручку. Однако следует отметить, что Генри Форд не считал бензин конечным топливом для своего автомобиля. Он первым применил топливо на спиртовой основе в 1930-е гг., будучи озабочен истощением источников нефти.

Нефть, бензин, авиа- и дизельное топливо не всегда были столь важны, как сегодня. В XIX в. уголь имел большее значение для промышленности. В первые годы нефтеперерабатывающие компании в основном стремились получить из нефти керосин. Остальные нефтепродукты, включая бензин, часто рассматривались как бесполезные, которые переработчики сжигали либо спускали в реки, загрязняя водоемы. На керосин был высокий спрос в качестве топлива для фонарей, он заменил китовый жир, который с каждым годом дорожал и становился дефицитным. Важными причинами изобретения двигателя внутреннего сгорания и использования его в машинах были широкая доступность и низкая стоимость бензина. В 1880 г. цена керосина составляла 7 центов за галлон, в то время как нафта и бензин продавались по 4 цента.

К 1904 г. все эти продукты стали продаваться по одной цене, но по-прежнему весьма дешево, по 7 центов за галлон, что сейчас эквивалентно 1,76 долл. Другими словами, нефть стала важным сырьем, прежде всего потому, что была в избытке и дешева. В настоящее время как огромная сфера производства и распределения, так и столь же мощный комплекс использования (автомобили, грузовики, нефтехимическая отрасль и т.д.) зависят от наличия нефти.

Поскольку потребители ограничены определенными типами автомобилей, отопительных систем и другого оборудования, спрос на нефть невосприимчив к цене, или, как говорят экономисты, неэластичен по цене. Это означает: когда цены на нефть растут, потребители снижают объем потребления, но в меньшей степени, чем относительный рост цен. Иными словами, когда цены на нефть идут вверх, поведение потребителей не очень меняется, они просто платят больше, экономя на других потребностях. При этом производители могут получить высочайшие доходы и максимальную прибыль даже при снижении объемов производства. Для нефтепродуктов, используемых в средствах транспорта, краткосрочная ценовая эластичность чрезвычайно низка. К примеру, когда с 2006 по 2008 г. цена на бензин удвоилась, его потребление снизилось только на 5%. Незначительное влияние высоких цен бензина и дизельного топлива на объем их потребления заставило многих наблюдателей полагать, что для современного общества нефть необходима и незаменима. В действительности это весьма далеко от правды. Существует много субститутов традиционной нефти как со стороны спроса, так и предложения.

Нефтяной ценовой цикл: кошмар Франкля

Исторически нефтяные цены были подвержены циклическим изменениям, повышаясь и падая в ответ на внезапное увеличение спроса либо открытие крупного месторождения. В XIX в. нефтяной рынок был особенно неустойчив, до тех пор пока Джону Рокфеллеру не удалось установить контроль путем консолидации нефтепереработки и транспортировки. Однако монополия Рокфеллера была разрушена в 1911 г. антимонопольным ведомством. В любом случае сфера деятельности компании Standard Oil не охватывала добычу, и отпускные цены на нефть резко колебались. Открытие в 1930 г. крупного месторождения в Восточном Техасе сделало нефть чрезвычайно доступной, и цена на нее была весьма низка. Тем не менее это не сдержало цены надолго, поскольку спрос быстро увеличился.

В течение XIX и в начале XX в. нефтяная промышленность переходила от пира к голоду. Пол Франкль отмечал, что нефтяной рынок не мог перестраивать сам себя: «Лихорадочное процветание быстро сменялось полным коллапсом». По мнению Франкля, расширение деятельности крупных нефтяных компаний привело к решению этой проблемы, и с 1930-х по 1970-е гг. на рынке доминировали только несколько производителей. Они осуществляли все виды деятельности в данной отрасли (разведку и добычу, транспортировку, переработку и сбыт) и являлись достаточно крупными, что позволяло получать выгоду за счет сокращения издержек при увеличении масштаба производства.

Но вертикальная интеграция не смогла предупредить нефтяной кризис 1970-х. Когда он произошел, большинство месторождений с низкими издержками на добычу оказались расположенными в регионах, где природные ресурсы находятся в руках государства, а не частного капитала. На месте одной проблемы возникла другая. Уменьшилось количество поставщиков, тем самым увеличилась их рыночная сила. Это привело к политизации решений, касающихся объемов добычи и цен. Такие изменения в отрасли проявились в создании межправительственного объединения — международного картеля в лице OPEC. По мере роста его влияния контроль со стороны нефтяных компаний падал. В отличие от предыдущего периода деятельность OPEC на нефтяном рынке привела к экономической катастрофе, превращая его в объект с непредсказуемыми ценовыми взлетами и макроэкономическими кризисами. Кошмар Франкля вновь вернулся.

Цикличность цен является следствием неэластичности взаимозависимости спроса и предложения в краткосрочном периоде. Тип машин и оборудования, жестко зависящих от нефти, привязал потребителей к конкретным видам топлива. В то же время месторождение, нефтепровод и мощности нефтепереработки ограничивают возможности поставки производителя. Когда производственные мощности задействованы полностью или почти полностью, предельные издержки производства дополнительной единицы продукции резко возрастают. Если увеличение спроса опережает развитие инфраструктуры добычи и переработки, рынку требуется резкое изменение цены для исправления ситуации. Много раз страны OPEC (и в особенности Саудовская Аравия) пытались стабилизировать рынок путем изменения объемов производства в соответствии с рыночной ситуацией. Но в середине 1980-х Саудовская Аравия отказалась от своей роли «буферного поставщика». До настоящего времени попытки OPEC управлять ценой путем сдерживания добычи участниками картеля или увеличения ее при повышении цен проваливались. Более того, когда потребление нефти выросло в Китае, Индии и других быстроразвивающихся странах, OPEC не увеличила добывающие мощности, и в результате в 2008 г. произошел резкий взлет цены, за которым последовал не менее драматичный ее коллапс.

Природа ресурса

Традиционные залежи нефти располагаются преимущественно в осадочных породах. Специалисты в области геологии соглашаются с тем, что нефть и газ возникли в результате сжатия сгоревших органических веществ, которые горели на значительной глубине в течение миллионов лет1. Нефть перемещается из источников на возвышении и собирается в резервуары, образованные пористыми песчаниками или карбонатами, и задерживается плотными веществами — сланцами или солями. Поскольку нефть находится под высоким давлением, бурение резервуара заставляет ее течь в бур скважины и далее на поверхность. Для определенного типа отложений чем больше давление и степень прохождения нефти, тем выше будет скорость потока и ниже стоимость добычи (рис. 2.2).

В определенный момент после полной разработки резервуара давление начинает стабилизироваться или падать, и скорость потока нефти снижается. Нефтяники называют это падением добычи. Темп падения рассчитывается в процентах снижения добычи в год по сравнению с прошлым годом. Существует много технических возможностей для поддержания давления и замедления падения добычи.

Но такие технологии весьма дороги, и издержки добычи растут вместе с возрастом месторождения. Это происходит по двум причинам. Во-первых, восстановление уровня добычи на зрелом месторождении обычно предполагает бурение новых скважин, что очевидно увеличивает издержки. Через эти новые скважины подаются вода или газ с целью поддержания давления для добычи нефти со старых, истощающихся скважин. Во-вторых, дополнительные затраты требуются на закачиваемые материалы и энергию для их подачи в резервуар. Такие затраты колеблются и в основном зависят от возраста месторождения, качества нефти и сложности геологической структуры. На рисунке 2.3 показана добыча нефти на месторождении Норт Сло-уп на Аляске (Alaska North Slope), иллюстрирующая типичный производственный цикл крупного нефтяного месторождения.

В случае с Аляской открытие месторождения Прудо Бэй способствовало развитию множества дополнительных видов деятельности. После обнаружения нефти геологи установили размеры месторождения и оценили запасы. Первоначальный план добычи регламентировал максимальный объем в 1,5 млн баррелей ежедневно. Темп добычи должен был сохраниться до 1984 г., после чего предполагалось естественное снижение, которое было оценено в 9% ежегодно. Однако серия дополнительных мер, включающих обустройство новых скважин, использование попутного газа и другие виды деятельности, дополнила первоначальный план, поддерживая объемы производства, как это показано светло-серым цветом на рисунке 2.3. Наряду с дополнительными объемами нефти месторождение стало давать также газоконденсатные жидкости, показанные на рисунке тонкой полосой. Гораздо более важными направлениями стали разведка и разработка новых месторождений вокруг Прудо Бэй. Развитие инфраструктуры существенно увеличило стимулы к разведке новых месторождений, поскольку такие проекты могли использовать существующие нефтепроводы и перерабатывающие предприятия.

С самого начала развития нефтяной промышленности в отрасли имелось в наличии множество как крупных, так и мелких месторождений на разных стадиях разработки, дающих продукт в диапазоне от «натурального бензина» до очень плотной дегтеобразной субстанции, которая становилась жидкостью только после нагревания.

Существование столь большого разнообразия свойств месторождений и самой нефти затрудняет определение структуры издержек и продуктов на выходе. Однако очевидно: чем выше качество нефти и резервуара, тем вероятнее увеличение темпов естественного падения добычи.

Первое крупное месторождение нефти в США было открыто в 1859 г. в Пенсильвании при бурении скважин вблизи выходов нефти и сопутствующих ей продуктов. Эта скважина все еще работает, но только обеспечивая туристов нефтью в качестве сувенира. Большинство самых лучших по качеству месторождений нефти, открытых в XIX в., уже закрыты, скважины истощились. И напротив, некоторые месторождения тяжелой нефти в Калифорнии, имеющие высокие издержки добычи, дают нефть с 1890 г. С течением лет профили производства менялись вместе с изменением цен и технологий. При нагревании тяжелая калифорнийская нефть течет из традиционных нефтяных скважин и далее по нефтепроводу. Наиболее часто этот процесс осуществляется путем закачки пара в резервуар, после чего нефть вытекает на поверхность.

Нефть низкого качества имеет высокие издержки добычи, при этом поставки с таких месторождений более чувствительны к уровню цен, чем с месторождений, где качество выше. В ближайшие десятилетия ожидается падение качества нефти, поскольку первыми разрабатывались самые лучшие месторождения. Это повлияет на эластичность цены предложения в долгосрочном плане и на поведение рынка. Чем большая доля добычи приходится на месторождения с высокими издержками и тяжелой нефтью, тем ниже будет ценовая эластичность.

В первый период развития отрасли разведка в основном велась стихийно, полагаясь на удачу. Открытие крупного месторождения могло мгновенно обогатить компанию, в то же время 90% всех пробуренных скважин являли собой «сухие дыры», что привело к многочисленным банкротствам. Сейчас, благодаря лучшему изучению перспектив обнаружения нефти и геологических особенностей в сочетании с лучшими технологиями, риск геологоразведочных работ снижается. Тем не менее непредсказуемая природа открытий по-прежнему является двигателем научного развития отрасли.

После Второй мировой войны разведка нефти велась главным образом на Ближнем Востоке, где геологическая структура весьма разнообразна, что способствовало концентрации здесь многих крупнейших на Земле залежей углеводородов.

Из 24 самых больших месторождений нефти в мире с запасами более 10 млрд баррелей 16 находятся в Персидском заливе. Их открытие, включая крупнейшее в Саудовской Аравии месторождение Гвар (Ghwar), произошло до 1969 г. Находки нефти в этот период были столь велики, что темп их разработки пришлось снизить, чтобы защитить рынок.

Нефтяные месторождения подразделяются на «гигантские» (с добываемыми резервами в размере более 500 млн баррелей) и «супергигантские» (с резервами более 5 млрд баррелей и несколькими уникальными месторождениями), которые часто называют «слонами». Например, крупнейшее месторождение в мире Гвар в Саудовской Аравии содержит как минимум 120 млрд баррелей добываемых запасов нефти.

Значение крупных месторождений нефти и газа намного шире, чем просто экономия на масштабе. В 1978 г. Ричард Не-ринг анализировал добычу нефти и пришел к удивительному заключению: несмотря на то что отрасль находилась в фазе зрелости, большинство месторождений представляли собой гиганты и супергиганты. «Приблизительно 819,2 из 1011,5 млрд баррелей резервов выпадает на уже известные или предполагаемые крупные месторождения. Более половины из них приходится на 33 супергигантских месторождения. Из 20 тыс. месторождений только около 10% имеют запасы менее 100 млн баррелей каждое» [35, c. VII]. Анализ, проведенный Нерингом, показывал, что новые нефтяные месторождения имеют ограниченные резервы, а существующие будут истощаться ускоренными темпами. Этот анализ был пугающим и способствовал разработке энергетической политики президента Картера, в основе которой лежало утверждение об убывающих поставках нефти и исчезающем ресурсе.

В 2000 г. Мэтью Симмонз продолжил анализ, проведенный Нерингом, считая основные его выводы по-прежнему значимыми. По оценкам Симмонза, в 2000 г. 116 крупнейших месторождений давали 47% мировой добычи нефти, а оставшаяся доля приходилась примерно на 4000 более мелких [48, c. 11]. Симмонз добавил еще два положения. Во-первых, число открытых гигантских месторождений нефти после 1970 г. было значительно меньше, чем в предыдущие десятилетия. Во-вторых, данные о темпах добычи и резервах по большинству гигантских месторождений недостоверны. В целом он прав по обоим пунктам. В последнее время гигантские открытия редки, если не считать глубоководных месторождений на шельфе. Кроме того, страны — члены OPEC наложили запрет на информацию об объемах добычи и резервах. Данные об этом, приводимые в открытом доступе, противоречивы и часто несовместимы. Хотя Симмонз демонстрирует пессимистический взгляд на будущие поставки нефти, он также замечает: «Это не означает, что мир истощил запасы нефти. Напротив, это показывает, насколько он богат ресурсами и сумел заменить крупные месторождения быстрой и широкой разработкой более мелких» [48, c. 28].

Внимательное изучение таблицы 2.1 укрепляет пессимизм относительно поставок нефти. Больше не было ничего похожего на ряд открытий супергигантских месторождений, которые пришлись на период с 1948 по 1968 г. После 1980 г. обнаружено только три таких месторождения; два из них находятся в Казахстане, который только недавно открыл свой рынок для западных нефтяных компаний. Третье крупное открытие — месторождение Тупи (Tupi) в Бразилии. Оно расположено глубоко под водой на шельфе, имеет низкокачественную нефть, и расходы на его разработку очень высоки. Оцениваемые резервы составляют 6,5 млрд баррелей, т.е. только 5% от показателей месторождения Гвар. Из 24 месторождений, указанных в таблице 2.1, практически все уже прошли пик добычи и, по данным на 2007 г.3, истощены в среднем на 54%. Максимальный объем добычи обычно приходится на период, когда ресурсы истощены наполовину. После этого добыча снижается на 5-10% в год, если не осуществляются дополнительные капиталовложения в новые скважины или другие мероприятия, поддерживающие уровень добычи.

Впрочем, в тот период, благодаря открытию многих новых месторождений, в мире было достаточно нефти. После 1973 г. ее добыча началась во многих странах, не являющихся членами OPEC, увеличившись с уровня 24,7 млн баррелей в день в 1973 г. до 41,1 млн баррелей в день в 2007 г., согласно данным, указанным в ежегодном энергетическом журнале Департамента информации в области энергетики (Energy Information Administration’s Annual Energy Review, EIA AER). По тем же данным, за этот период доля OPEC снизилась с 55,7 до 43,9%.

Открытые гигантские месторождения, за немногим исключением, находятся на глубоководных шельфах Восточной Африки, Бразилии, в Северном море и на северном побережье Америки. Эти открытия стали возможными благодаря существенным усовершенствованиям технологии, произошедшим после 1970-х гг. На рисунке 2.4 можно увидеть эти тенденции и несколько важных особенностей. Во-первых, с 1960 по 1973 г. в отрасли произошел огромный рост добычи нефти (в среднем 7,8% в год) и спроса на нее. С 1979 до 1985 г. наблюдался спад добычи и спроса, который полностью пришелся на страны OPEC. После нефтяного кризиса 1986 г. производство нефти в странах OPEC увеличилось, вернувшись на уровень 1970-х гг. Объем поставок традиционной нефти достиг пика в период с 2003 по 2008 г. Нарастающий спрос на жидкое топливо был удовлетворен за счет нетрадиционных источников (рис. 2.4)4. Нефтяная отрасль, как из губки, выжимала нефть небольших месторождений. Это не касалось стран OPEC, части Центральной Азии, глубоководных месторождений Мексиканского залива, а также Бразилии и Африки. При этом увеличилась интенсивность бурения новых скважин на оставшихся залежах.

Рост доли OPEC не был случайным, поскольку 18 из 24 крупнейших нефтяных месторождений находятся в странах — членах этой организации. Из шести оставшихся три приходятся на Россию, одно — в Мексике, по одному в Казахстане и США. Печальный факт заключается в том, что большинство наиболее крупных нефтяных месторождений находятся вне зоны действия западных нефтяных компаний. Это создало разрыв в мировом развитии нефтяной отрасли. В странах OPEC, Мексике, России и в некоторых других нефть может быть разработана и добыта со значительно меньшими затратами, чем в остальной части мира. По множеству причин, включая неосознанное или сознательное использование рыночной силы, многие члены OPEC предпочли сдерживать этот процесс. Они разрабатывали свои ресурсы заниженными темпами или использовали прошлые разработки. Это, в свою очередь, направило интерес западных компаний в сторону Арктики и глубоководных месторождений. Даже при использовании технологических ноу-хау их разведка и эксплуатация остаются сложными и дорогостоящими.

Географическое распределение резервов и добычи нефти

Если изобразить земной шар, отметив на нем распределение размеров запасов и объемов добычи традиционной нефти, он станет неузнаваем. Преобладать будет Ближний Восток, затем — Северная Америка, далее Африка, Восточная Азия, Южная Америка и Европа. Район Арктики, возможно, будет выглядеть больше, чем на самом деле, но может и уменьшиться после проведения разведочных работ.

Интересной особенностью распределения нефти является то, что крупнейшие ее месторождения находятся обычно далеко от населенных центров. Нефть чаще располагается в удаленных местах в суровой окружающей среде. Но есть несколько забавных исключений. Знаменитый Университет в Беверли-Хиллз (Beverly Hills School) имеет на своей территории нефтяную скважину, должным образом украшенную маргаритками и прочими милыми штучками. Было что-то вроде маленького праздника, когда роялти от логотипа «Университет Беверли-Хиллз» превысили роялти от нефти. Обычно все же нефть трудно найти, а найденная часто располагается на значительном расстоянии от рынка сбыта.

На рисунке 2.5 представлено распределение объемов добычи нефти в 1973 и 2008 гг. Самое интересное в представленных данных — как мало изменений произошло за эти 34 года. На Ближний Восток по-прежнему приходится самая большая доля, но она снизилась с 36 до 32%. Доля Северной Америки снизилась с 23 до 16% в результате падения добычи в США. Доля нефти, добытой в Африке, выросла с 10 до 13% за счет увеличения добычи на шельфе западного побережья и в Судане. Добыча в Европе и Евразии возросла главным образом за счет нефти Северного моря и Казахстана, что увеличило ее долю с 17 до 21%. Доля Азии немного увеличилась благодаря росту добычи нефти в Китае в три раза. Доля Южной Америки осталась той же, но при этом добыча нефти в Венесуэле сократилась, а в Бразилии существенно возросла. Сравнение 1973 г. с 2008 г. выглядело бы совсем по-другому при открытии для западных компаний месторождений Ближнего Востока. Вполне возможно, что этот регион давал бы более половины мировой добычи вместо одной трети, поскольку издержки добычи в нем по-прежнему минимальные.

Саудовская Аравия является крупнейшим производителем нефти на Ближнем Востоке. Ее мощность — 9-11 млн баррелей в день, что было более или менее постоянным с 1973 г. Нефть марки Arabian Light (аравийская легкая) из месторождения Гвар является основной нефтью Саудовской Аравии. Хотя Гвар — главный центр саудовской нефтяной промышленности, в стране имеются шесть других супергигантских нефтяных месторождений с запасами 10 и более миллиардов баррелей нефти. Персидский залив имеет уникальную геологическую структуру, поразительно подходящую для крупных нефтяных бассейнов. Миллионы лет назад на этом месте были мелкие моря, богатые морскими водорослями, впоследствии покрытые соляным слоем, который поглощал углеводородные вещества. Регион Персидского залива ни для чего так не подходит, как для нефтяного бассейна. Одного известного геолога однажды спросили, существует ли возможность когда-нибудь открыть новую Саудовскую Аравию. Он ответил: «Да, но она будет в Саудовской Аравии».

Существуют многочисленные данные о добыче нефти по странам, и эти цифры внимательно изучают как министерства, так и деловые издания. Данных немного. Баррель нефти в нефтепроводе, танкере или хранилище — это всегда баррель нефти. И напротив, данные о нефтяных резервах более неопределенны, а в некоторых случаях специально искажены. В 1980-е и 1990-е гг. больше всего завышенных оценок запасов давали страны OPEC. Колин Кэмпбелл [10] отмечал, что члены OPEC имеют стимулы для увеличения показателей своих резервов, поскольку это влияет на размер квоты и добычу. В любом случае внимательное изучение данных о нефтяных резервах по отдельным странам выявляет достаточно много аномалий. В некоторых странах цифры остаются одними и теми же из года в год, иногда они округляются, а иногда существенно увеличиваются, при этом не приводится данных об открытии новых месторождений.

Эта проблема возникает, поскольку не существует общих стандартов представления данных как в OPEC, так и в других странах. Нефтяные компании, являющиеся открытыми корпорациями, приводят данные о добыче и резервах, согласно стандартам, разработанным Комиссией по ценным бумагам и биржам США (Securities and Exchange Commission, SEC). Эти стандарты разработали в начале ХХ в., чтобы исключить введение в заблуждение покупателей акций, преувеличив резервы. Но даже и в этом стандарте присутствует значительная доля неопределенности. Deutsche Bank приводит пример газового месторождения в Северном море, которое в рамках совместного проекта разрабатывается несколькими компаниями. Их оценки запасов различаются более чем в два раза. Не имея общего стандарта и возможности публичного контролирования составления данных о запасах, следует с определенным скептицизмом воспринимать любые прогнозы потенциальных объемов месторождений. К сожалению, это ведет к неуверенности участников рынка.

Возможно, единственной крупной проблемой в оценке резервов является то, с какой легкостью они могут быть неверно интерпретированы. Резервы — это только открытые ресурсы, которые могут быть добыты при имеющемся уровне технологии и данных экономических условиях. Они не дают оценки всего объема нефти, которая может быть извлечена. С точки зрения экономических перспектив, для компании не имеет смысла разрабатывать резервы на период более 10-12 лет вперед. Они стараются найти и разработать новые источники, которые заменят нефть и газ, добытые в текущем году. Лучшим примером устойчивости является газ в Северной Америке, который имел уровень запасов на 10 лет вперед в течение более чем трех десятилетий. Сторонники дефицита часто приводят низкие цифры резервов как свидетельство неминуемого падения. Однако объективные данные этого не подтверждают, поскольку учитывают природный газ.

Очевидно, что нефтяной кризис 1970-х не являлся предвестником неминуемого падения предложения. Следующие два десятилетия показали увеличение добычи нефти в мире и рост «публикуемых резервов», превышающий добычу в этот же период, когда наблюдалось снижение нефтяных цен при использовании новых месторождений. Именно страны OPEC дали наибольший рост запасов. Уход картеля в изоляцию поднимает серьезный вопрос о достоверности данных, что возбудило живые дебаты по вопросу — когда и при каких обстоятельствах добыча нефти достигнет своего пика?

Дискуссия о пике добычи нефти

Пик Хубберта

В 1950-е гг. известный геолог М. Кинг Хубберт предсказал максимальный уровень и последующее снижение добычи в США, используя технику анализа, которая сейчас в фаворе у растущего числа сторонников дефицита5. Хубберт использовал обычную статистику для предсказания и сделал это достаточно точно. Он утверждал, что нефтяные месторождения проходят фазы роста добычи, ее стабилизации и в конечном счете падения. Хубберт отмечал, что вначале были найдены небольшие месторождения; дальнейшее совершенствование техники геологоразведки привело к открытию более крупных залежей нефти. Когда достижения геологоразведки достигли фазы зрелости, освоения стали не такими масштабными. Только небольшие месторождения еще можно было обнаружить. Последовательность этих открытий можно представить в виде колоколообразной кривой с определенным максимумом. Если можно определить первую часть этого тренда, тогда вторая часть (т.е. снижение) может быть предсказана путем обычного зеркального отражения тенденции. Это и есть «пик Хубберта» [14].

Можно сделать ряд замечаний по этой теории. Данная методология предполагает фиксированное количество добываемых нефтяных резервов, поэтому если темп потребления нефти возрастает, то период добычи сокращается. Рисунок 2.6 иллюстрирует данную тенденцию. Непрерывная линия представляет собой копию прогноза Хубберта для США, который является самым популярным, поскольку он точно определил 1971 г. в качестве времени, когда добыча нефти в США начнет падать. Светло-серыми точками обозначен объем добычи традиционной нефти до 1996 г. и прогноз Колина Кэмпбелла [10], сделанный на основе техники Хубберта в 1997 г. В дальнейшем Кэмпбелл обновил свои оценки, но прогноз на 1997 г. вновь возбудил дебаты, которые начались в 1970-х гг. Избыток нефти в 1980-е и 1990-е гг. устранил большинство страхов, связанных с возможным сокращением поставок. Кэмпбелл предполагал немного больший объем доступных резервов, чем Хубберт, но считал, что добыча по-прежнему ограничена. Поскольку было добыто больше нефти, чем показывала кривая в 1970-е и 1980-е гг., то темп падения после 1997 г. должен был стать выше. Говоря в духе мальтузианства, чем больше пируем сейчас, тем сильнее будет наступающий голод.

Сторонники теории нефтяного пика подчеркивают, что они анализируют только поставку традиционной нефти, не учитывая запасы тяжелой нефти, сжиженный природный газ и др. Если в анализ включить нетрадиционные ресурсы нефти, картина резко изменится. Например, ресурсы нефтяных песков в США весьма значительны, но чрезвычайно высоки издержки их добычи. Если включить эти ресурсы, то значительно увеличились бы добываемые объемы жидкого топлива. Это обеспечило бы США ресурсами на все столетие. В любом случае, когда добыча нефти начала падать, США дополнили свои поставки жидкого топлива, добавив этанол, биодизель и т.д. На рисунке 2.6 разница в предположениях показана черными точками. Методология Кэмпбелла в 1997 г. предсказала, что добыча нефти в США в 2007 г. должна была составить 3,3 млн баррелей в день — одна треть от пика. Реальный объем добычи нефти всех типов в 2007 г. был около 6,9 млн баррелей в день6.

Нефтяная отрасль сменила тактику для расширения возможностей нахождения традиционной нефти. Недавно Управление информации по энергетике Министерства энергетики США (Energy Information Administration of U.S. Department of Energy, EIA) изменило определение основных видов топлива (таких как нефть или нефтепродукты) на «жидкие виды топлива». Сырая нефть по-прежнему является основным источником жидкого топлива, но сжиженный природный газ, синтетическая нефть из дегтевых песков и этанол имеют все возрастающее значение как для США, так и для других регионов. Крупнейшие компании более не публикуют оценки нефтяных резервов в своих годовых отчетах. Вместо этого они приводят данные в баррелях в нефтяном эквиваленте, включая нетрадиционные ресурсы и природный газ. Переход к этим ресурсам оказывает значительное воздействие на структуру издержек отрасли, которые будут выше, но при этом капиталоемкость менее значительна.

Хотя прогноз Хубберта был ошибочен в отношении дополнительных поставок нефти в США, он предвещал неминуемое падение добычи традиционной нефти. Если США с их рыночной системой экономики, высокими технологиями и обильными ресурсами не смогли остановить падение, что же будет с мировой добычей? Методология нефтяного пика может быть наивной, но она включает неоспоримый момент: ресурсы нефти на земле конечны и не могут существовать всегда.

Глобальные оценки

В период дефицита 1970-х гг. аналитики время от времени цитировали Хубберта, подчеркивая пессимистический взгляд на будущие поставки нефти и газа во всем мире 7. В 1980-е и 1990-е гг. появились крупные дополнительные производственные мощности в странах OPEC и бывшего Советского Союза. Это могло предвещать рост производства и умеренные цены8. Поэтому Колин Кэмпбелл в 1997 г. проявил мужество, воскрешая идею о следующем нефтяном кризисе среди моря изобилия. Для прогноза мировой добычи нефти он использовал среди прочего методологию, похожую на методологию Хуббер-та. Кэмпбелл предсказал скачок цен начиная с 2000 г. и стабилизацию добычи примерно до 2009 г., после чего — неумолимое падение добычи традиционной нефти. Ему принадлежат слова: «Экономисты никогда не бывают правыми» [10]. Хотя Кэмпбелл был прав относительно ценового скачка, но ошибся при определении времени падения добычи. По иронии судьбы, он правильно спрогнозировал экономику, но, возможно, был поспешен в выводах, касающихся геологии.

Кэмпбелл был не единственным, кто звонил в колокол по поводу поставок нефти. После 1997 г. все большее число геологов и простых обывателей были заворожены концепцией нефтяного пика. Частично это объяснялось неотразимой силой картины Хубберта. Для защитников окружающей среды или любых других обвинителей индустриального века кривая колокола является замечательным символом неминуемой гибели. Профессор Деффейз из Принстонского университета (Princeton University) впоследствии подтвердил доверие к анализу в своей книге «Пик Хубберта» (Hubbert’s Peak), вышедшей в 2001 г. [14]. Деффейз, как и Хубберт, оценивает пик мирового производства в период 2003-2009 гг. с учетом общих добываемых резервов, которые он и другие специалисты предполагали в диапазоне 1,8-2,1 трлн баррелей. Деффейз пошел еще дальше, указав позднее в своем журнальном интервью, что пик добычи придется на День благодарения в ноябре 2005 г.

Возможно, наиболее «громким» из современных паникеров является Мэтью Симмонз. В своей книге «Сумерки в пустыне» (Twilight in the Desert) [49] он детально проанализировал историю нефтяной отрасли Саудовской Аравии. Согласно Симмонзу, практически все ожидали от саудитов, что они не только продолжат добывать порядка 10 млн баррелей в день, но и увеличат производство на 50-100% в течение следующего десятилетия. Изучив супергигантские месторождения Саудовской Аравии, Симмонз сделал заключение, что это невозможно. Он также утверждал, что добыча на месторождении Гвар достигла максимума (порядка 5 млн баррелей в день) и постоянно снижается. Саудовские власти резко опровергли выводы Симмонза. Тем не менее, несмотря на рост инвестиционной активности и высокие цены, результат 2005 г., который составлял в среднем 11,1 млн баррелей нефти и попутного газа в день, еще предстоит превзойти [9].

Одно из основных положений Симмонза является бесспорным. Со времени усиления OPEC и отстранения крупнейших международных нефтяных компаний из ключевых районов добычи, информация о нефтяных месторождениях и инвестиционные планы стали непрозрачными, в результате чего в остальных регионах усложнились планирование и инвестиционная деятельность.

В отличие от утверждений теории нефтяного пика структура потребления энергии со временем медленно, но все же изменяется. С момента нефтяного кризиса 1973 г. спрос на энергоносители продолжал расти, в то время как доля нефти падала. Общий объем спроса в этом году был эквивалентен 115 млн баррелей в день. В 2008 г. он практически удвоился и достиг уровня 226 млн. Доля нефти в потреблении энергоносителей снизилась с 48 до 35%, в то время как доля природного газа выросла с 19 до 24% (рис. 2.7). В течение следующего десятилетия эта тенденция, по-видимому, продолжится, поскольку, согласно оценкам, ресурсы природного газа значительно больше, чем нефти.

Как много лет назад заметил Кеннет Боулдинг, «бесконечный рост, базирующийся на конечных ресурсах, невозможен». В самом широком смысле все ресурсы конечны, если иметь в виду нашу Землю. Однако экономический рост не обязательно зависит от возрастания объемов реальных товаров, точно так же рост энергопотребления может не зависеть от ископаемых видов сырья. В главе 8 рассматриваются несколько точек зрения на будущее энергетики.

Альтернативные точки зрения

Майкл Линч [31] и многие экономисты подвергали критике как идею о неизбежном пике в добыче нефти, так и методологию Хубберта. Критика Линча достаточно убедительна. Он отмечает, что первоначально Хубберт использовал колоколообразную кривую как описательный инструмент, который со временем превратился в предписывающий и объяснительный. Согласно взглядам сторонников нефтяного пика, падение добычи нефти является естественным фактом, неизбежным и невосприимчивым к экономическим стимулам. И напротив, во многих прогнозах (в частности, в прогнозе EIA) предсказывается значительный рост производства жидкого топлива в течение следующего десятилетия, хотя он и возникает в результате комбинации традиционной и синтетической нефти.

До настоящего времени данные в отчетности нефтяных компаний, прогнозы правительства и частных специалистов, а также здравый смысл опровергали теорию неминуемого пика в добыче нефти. На то есть две основные причины. Во-первых, опыт последних 20 лет показал широкие возможности в освоении новых нефтяных ресурсов по всему миру. В прогнозах 1970-х и 1980-х гг. аналитики не заметили этих ресурсов. Можно легко отследить крупные проекты в Северном море, на Аляске и др., но небольшие открытия и приращения легко пропустить, а они могут дать значительный общий прирост. Так, многие аналитики были шокированы, узнав, что в период с 1973 по 2007 г. добыча нефти в развивающихся странах возросла более чем в три раза — с 4,0 млн до 13,9 млн баррелей в день9. Большинство предсказателей считали, что этот сегмент рынка в лучшем случае не будет возрастать, но они оказались неправы.

Во-вторых, как уже говорилось, ограниченность теории нефтяного пика связана с тем, что в ней не учитывается усовершенствование технологий. С исторической точки зрения многие новые месторождения оказались результатом проб и ошибок. Вслед за открытием нового типа месторождения геологическая теория уточняет свои постулаты. Классическим примером является открытие нефтяного месторождения в Восточном Техасе, описанного профессором Деффейзом: «Восточный Техас, крупнейшее месторождение нефти, расположено там, где находились песчаники, частично эрозированные и погребенные под более молодыми осадочными породами. Когда месторождение Восточного Техаса было случайно открыто в 30-е годы, этот вид траппа не был известен геологам по нефти» [14, c. 45].

Имеются свидетельства, что открытие месторождения Восточного Техаса было более чем случайностью. Изыскатель Джойнер продал слишком много лицензий, и, вероятно, он бурил в месте, где менее всего можно было найти нефть, но нашел ее. Позднее Томас Голд пытался проверить свою теорию биогенного происхождения нефти путем бурения в базальтовых породах в Швеции. Бурение обнаружило следы нефти, которые критики посчитали следами смазочного вещества бура. Ученые считают, что спутник Сатурна Титан имеет озера из метана, что поддерживает теорию Голда, по крайней мере в отношении природного газа. Несомненно, некоторые формы углеводородов в значительном количестве присутствуют во Вселенной. Наивно полагать, что современные геологи знают все, что можно узнать о будущих нефтяных открытиях.

Лестница растущих издержек

Различия в издержках

Если бы бурильщики ничего не знали о размере и нахождении нефтяных месторождений, то первыми, скорее всего, они нашли бы самые крупные из них. Впрочем, профессор Деффейз писал, что русские были озадачены расчетами своих геологов и просто выложили горизонтальную сетку для бурения. Очевидно, успех был бы в любом случае. Справедливость такого наблюдения очевидна — чем больше горизонтальная протяженность месторождения, тем выше вероятность, что оно будет найдено в первую очередь. Это подтверждает логический вывод, на котором Хубберт основывал график повышающейся части своего пика. В начальной стадии нефтедобычи успехи растут, но рано или поздно число крупных открытий снижается; когда же это происходит, прирост добычи должен падать, а предложение нефти сокращаться.

Разработка крупных месторождений обходится дешевле всего. В дополнение к горизонтальной ширине месторождение обычно имеет большую вертикальную глубину. Это означает, что, по всей видимости, оно потребует меньшего количества скважин на один баррель. Темп добычи будет выше, а поток нефти дольше не иссякнет. Все эти характеристики уменьшают издержки. Крупные межнациональные НК обычно сосредоточены на поиске гигантских месторождений нефти, где они могут получить экономию на масштабе. Если месторождение прошло свой самый плодородный период или оно слишком мало, межнациональные НК продают его независимым компаниям, которые специализируются на операциях меньшего масштаба. Существуют тысячи нефтяных месторождений, не используемых по причине их мелкости или сложной геологии.

Огромные различия в размере и качестве известных месторождений означают, что существует значительная разница в стоимости разведки, разработки и добычи традиционной сырой нефти. Чем выше неопределенность качества месторождения, тем выше издержки. Риск и затраты на разработку можно проиллюстрировать на примере месторождения Прудо Бэй на Аляске. Прежде чем компания сможет произвести пробное бурение, она должна оформить право собственности на природные ресурсы или их аренду. В случае Прудо Бэй земля принадлежала штату Аляска. Когда эта территория стала штатом США, были предоставлены большие отводы федеральной земли. Аляска выбрала участок береговой равнины в верхней Арктике между хребтом Брукса и морем Бофорта. Выбор не бесспорный, поскольку единственной ценностью территории стало потенциальное наличие ископаемых или нефти. Жители Аляски назвали этот выбор «холодильником Маршалла» или «безумством Маршалла», по имени геолога, который принял такое решение. По счастью, этот выбор дал Аляске крупнейшее нефтяное месторождение, когда-либо найденное на территории США, вместе с целым набором второстепенных месторождений с огромными запасами газа.

Политика федерального правительства совпадает с политикой правительства штатов в области предоставления прав на природные ресурсы. На федеральном уровне правительство обычно выдает лицензии путем аукционов. Предварительный платеж, который требуется от победителя аукциона, называемый бонусом, дает ему право на разработку арендованного участка. В период разведки и разработки арендатор платит роялти в натуральной или денежной форме. Ставки роялти составляют обычно 12,5-15%. Часто имеются ограничения на бурение. Например, если компания не осуществляет бурение в первые годы после получения лицензии, то она может быть отозвана. Главный аукцион на Аляске по поводу территории Норт Слоуп состоялся в июле 1967 г. и предполагал бонус в 6,1 млн долл. за участок площадью 754 тыс. акров. Двумя годами позже компания АRCО (теперь АЙапПс) открыла месторождение Прудо Бэй. Как выяснилось, компания ВР приобрела площади на том же аукционе. Обе компании договорились совместно вести разработку и добычу, ВР — на восточной части, а АRCО — на западной.

Вслед за открытием месторождения Прудо Бэй в сентябре 1969 г. Аляска в июле 1967 г. провела еще один аукцион по продаже лицензии на 461 тыс. акров земли вокруг данного месторождения. Штат выручил всего 900 млн долл. После разработки месторождения Прудо Бэй претенденты узнали, что первый набор лицензий содержал 97% объемов месторождения Прудо Бэй. Победители второго аукциона получили только 3%.

Открытие Прудо Бэй подстегнуло активность в области разведки и разработки новых месторождений. В течение 10 лет после аукциона 1969 г. компании пробурили 100 разведочных скважин на земле штата, и 19 из них дали нефть или газ. Крупнейшим из новых открытий было месторождение Купарук Ривер, которое дало более 2 млрд баррелей нефти при общей ожидаемой добыче в 2,8 млрд баррелей. Кроме того, три других месторождения (Милн Пойнт, Эндкотт и Пойнт Макинтайр), по ожиданиям, превысят 500 млн баррелей и квалифицируются как гигантские месторождения.

В некоторых случаях усилия по разведке оканчивались страшным провалом. После 1979 г. федеральное правительство провело серию аукционов по продаже лицензий на континентальный шельф моря Бофорта к северу от Прудо Бэй. Оживление вызвал аукцион 1982 г., когда нефтяники заплатили 2,1 млрд долл. за право бурения. Большой интерес вызвала одна часть участка, особая территория, называемая «маклак». Три компании во главе с BP потратили приблизительно 1 млрд долл. на лицензию и бурение одной скважины. Этот проект, возможно, является самой дорогой «сухой дырой» в истории. Помимо прочего, партнеры должны были построить остров в прибрежных водах глубиной 60 футов для проведения бурения. По мнению главного геолога BP, это потенциальное месторождение было единственной достаточно крупной структурой на Норт Слоуп для нахождения месторождения размером с Прудо Бэй. К сожалению, бурение выявило, что скала была с разломом и нефть переместилась в другое место. Тем не менее продажа как федеральных лицензий, так и лицензий штата на шельфе Норт Слоуп продолжается. Были открыты четыре месторождения, три из них (Кавлам, Хаммерхэд и Сэнд Пайпер) оказались нерентабельными и не разрабатываются, четвертое месторождение (Либерти) сейчас находится в разработке, но вряд ли будет квалифицировано как гигантское.

Хотя издержки обычных месторождений значительно различаются, практически во всех случаях они существенно ниже издержек нетрадиционных альтернативных ресурсов. Проблема заключается в том, что количество традиционных месторождений нефти ограничено, и геологи уже нашли большинство из них. Сторонники теории нефтяного пика, возможно, не могут с точностью определить время его наступления, но все согласны, что ресурсы конечны и в какой-либо момент производство традиционной нефти начнет падать.

Отличительной чертой традиционной нефти является легкость извлечения сырья из земли. Это объясняется тем, что месторождения находятся под постоянным давлением и подогревом. Когда бур достигает нефти, давление выталкивает ее вверх. Сейчас нефтяные фонтаны не выливаются на поверхность, как это было в начале ХХ в., но они находятся под постоянным давлением. Это означает, что издержки добычи в начале эксплуатации месторождения минимальны. Обычно традиционную нефть дорого найти и процесс разработки весьма капиталоемкий, но после разработки она может быть добыта с относительно низкими издержками, по крайней мере в пределах мощности месторождения. Добыча нетрадиционных углеводородных ресурсов не только выше по издержкам в целом, но и имеет более высокие текущие издержки производства, поскольку извлечение требует обустройства шахт или активной закачки пара (рис. 2.8).

Эд Морс из Barclays разработал схему различных вариантов производства жидкого топлива из традиционных и нетрадиционных источников. Издержки на производство этих видов топлива и предполагаемый объем производства меняются со временем. Схема дает ясную иллюстрацию лестницы растущих издержек. Как отмечалось ранее, жидкое топливо имеет существенное преимущество для транспорта. В отличие от нефти природные виды топлива бывают в твердом или газообразном состоянии.

Твердые виды требуют переработки в газообразное состояние для использования. С этим связаны большие капиталовложения и значительное количество необходимой энергии. В отличие от нефти нетто-количество энергии, произведенное из этого топлива, ниже, и практически все они повышают уровень выбросов углекислого газа. Переход к чему-то иному имеет смысл, если конечный продукт обладает значительным превосходством.

Лестница издержек многомерна, охватывает затраты как времени, так и денежных средств. Если технология еще не определена, она может отражать период разработки, опытного производства и, наконец, роста производства до уровня рентабельности. Компании экспериментировали со многими такими технологиями в 1970-е и 1980-е гг., результатов это не дало. Exxon и Tasco пытались добывать нефть из нефтяных сланцев в Колорадо. Они прекратили финансирование в 1982 г. с убытком в 400 млн долл. Министерство энергетики США (Office of Fossil Fuels, OFF) реализовало проект получения газа из угля (Грейт Плейн) с затратами примерно 2 млрд долл. Завод стал техническим успехом, но коммерческим провалом, с 1984 г. он почти непрерывно производил синтетический газ для поставки по нефтепроводу. Однако первоначальные инвесторы отказались от завода и вернули его Министерству энергетики по причине высоких издержек. Впоследствии завод был продан предприятию коммунального хозяйства, большая часть затрат не окупилась. Оба эти проекта провалились прежде всего по той причине, что после 1980 г. цена нефти начала неуклонно снижаться.

В период разработки проектов Колони и Грейт Плейнс глобальное потепление еще не стало проблемой. Поэтому выбросы от процесса переработки влияли на качество воздуха, но не достигался двойной эффект парниковых газов в результате переработки низкокачественных углеводородов и последующего сжигания переработанного топлива. Недавно владельцы Грейт Плейнс модифицировали проект, построив трубопровод, который поставляет углекислый газ на месторождение Саскачеван. Этот завод стал первым предприятием, которое предотвращает такие выбросы. (Дискуссия о выбросах при использовании традиционных технологий будет продолжена в следующей главе.)

Канадские нефтяные пески

Провинция Альберта имеет огромные запасы нетрадиционных источников нефти, известных как нефтяные пески. Они находятся в трех местах: Колд Лэйк, Пис Ривер и Атабанка Ривер. Поддерживающая инфраструктура расположена рядом, в Форт-МакМюррей. Большая часть этих ресурсов лежит близко к поверхности, и ее можно добыть. Сами нефтяные пески представляют собой смесь глины, песка, воды и похожей на деготь субстанции, называемой битумом. Центр по разработке нефтяных песков оценивает объем битума в этом месте от 1,7 трлн до 2,5 трлн баррелей. В 2007 г. резервы нефтяных песков в Канаде, основанные на утвержденных планах разработки, были увеличены до 8,9 млрд баррелей. Однако потенциально, с учетом современных технологий и ожидаемых цен, они значительно больше.

Канадский национальный совет по энергетике (Canada’s National Energy Board, NEB) оценивает сейчас все установленные резервы в 173 млрд баррелей. По мнению члена Совета Ролана Джорджа, производство сейчас составляет порядка 1,3 млн баррелей в день. Но в 2008 г. он прогнозировал к 2030 г. рост до уровня от 2,6 млн до 4,9 млн в зависимости от цен на нефть, технологии и экологических ограничений. Исследование, проведенное NEB в 2007 г., оценивает общий объем производства к 2015 г. в 2,8 млрд баррелей. Однако после снижения цены нефти многие из этих проектов были приостановлены или отложены.

Нефтяники знают о залежах нефтяных песков уже несколько десятилетий, но высокая стоимость разработки удерживала их от какой-либо постоянной эксплуатации. Первое предприятие, известное как Великие канадские нефтяные пески (сейчас Санкор), начало производство в 1967 г., но из-за низких цен на нефть проект не разрабатывался в достаточной мере. В 1974 г. начался проект Синкрюд. Это было совместное предприятие восьми канадских и американских нефтяных компаний, включая Petro-Canada, Imperial Oil (Exxon) и ConocoPhillips. Месторождения Санкор и Синкрюд являются самыми крупными и, по прогнозам, в течение следующих десятилетий значительно увеличат добычу. После взлета цен на нефть в 1979 г. разработка нефтяных песков продолжилась, но низкими темпами, и внимание переключилось с шахтного метода на добычу в пласте «in-situ».

Метод добычи в пласте похож на тот, что используется для добычи тяжелой нефти в Калифорнии. Наиболее употребляемый метод — это гравитационное дренирование при закачке пара, которое заключается в нагревании битума паром, чтобы заставить его течь после бурения двух горизонтальных скважин. Через одну скважину закачивается пар, а через другую битум собирается и выкачивается на поверхность.

Этот процесс обходится дешевле, чем шахтный способ, но требует много энергии для получения пара. Большая часть битума дорабатывается до более высокого качества на месте, и это также требует энергии. Конечным продуктом процесса на проекте Синкрюд является дизельное топливо с низким содержанием серы, которое легко транспортируется по обычным нефтепроводам.

После роста цен в период 1999-2008 гг. интерес к нефтяным пескам вырос, как и издержки. По данным NEB — примерно в три раза, что отражало высокий курс канадского доллара и общий рост издержек в мире, который испытали все сектора нефтегазовой отрасли. С тех пор издержки упали (табл. 2.2).

Высокие издержки добычи нефтяных песков не повлияли на подъем отрасли, отчасти по причине того, что ставки роялти были очень низкими (около 1%). Главным мотивом для международной НК является восполнение снижающихся резервов в отчетности, что важно для установления ожидаемой прибыли и, соответственно, котировок акций. Хотя разработка нефтяных песков дорога, но риск разведки почти отсутствует. После определения резервов проекта цифры можно включить в отчетность компании. Однако если говорить о текущих издержках на баррель, то, как указал NEB в 2008 г., затраты на рост добычи к 2015 г. увеличатся до 1,5 млн баррелей в день и составят по меньшей мере 100 млрд долл. К этому следует добавить и высокие операционные издержки после ввода в действие предприятия.

Помимо ценового риска проблемой нефтяных песков становится растущая оппозиция сторонников защиты окружающей среды. Есть опасения, что в результате реализации проекта в Форт-МакМюррей увеличатся выбросы парникового газа. Для снижения выбросов углекислого газа при производстве пара и облагораживании битума, возможно, потребуются дополнительные инвестиции в размере до 16 млрд канад. долл. Модернизация систем очистки обойдется еще дороже.

Выброс углекислого газа — главная проблема нефтяных песков и практически всех конверсионных технологий; они энергозатратны и имеют побочные эффекты. В настоящее время предприятия нефтяных песков планируют использовать природный газ как основное топливо для получения пара. Однако технология «in-situ» потребует от 2 млн до 2,6 млн британских тепловых единиц природного газа для производства и облагораживания одного барреля синтетической нефти. В 2007 г. спотовые котировки NYMEX на природный газ составляли в среднем 14,78 долл. за 1 млн британских тепловых единиц. Таким образом, отрасль предполагает использовать дешевое топливо для получения другого, более ценного. Соотношение цен 2:1 может не сохраниться в будущем. В прошлом цена газа колебалась в широком диапазоне в зависимости от цены нефти. В долгосрочном плане она в среднем составляла тепловой эквивалент цены на тяжелую нефть.

Технология «газ в жидкость»

Технология «газ в жидкость» — это усовершенствование процесса, разработанного в 1920-х гг. Фишером и Тропшем, который использовался немцами в годы Второй мировой войны для переработки угля в нефть. Эта технология была адаптирована для природного газа в производстве дизельного топлива с низким содержанием серы. Затраты на превращение газа в нефть составляют примерно 20 долл. за баррель, но общие затраты весьма чувствительны к цене сырья, учитывая, что в этом процессе потребляется примерно 20% перерабатываемого газа.

Многие компании успешно развивали эту технологию, SASOL и Royal Dutch Shell больше других в том преуспели. В период изоляции ЮАР энергетическая политика страны была направлена на самообеспечение, и ее национальная нефтяная компания SASOL перерабатывала уголь в нефть. В середине 1990-х гг. SASOL улучшила технологический процесс. В результате производство нефти из угля осуществляется с издержками менее 30 долл. на баррель (примерно 40 долл. по текущему курсу). Эти цифры немного вводят в заблуждение, поскольку в ЮАР, по сравнению с другими регионами, имеются большие запасы угля с низкими издержками добычи. Shell организовала успешное предприятие в Малайзии по переработке газа в нефть. Сейчас компания сооружает крупный перерабатывающий завод в Катаре, который будет производить 140 000 баррелей в день синтетической нефти и 120 000 — сжиженного нефтяного газа. Другие компании экспериментируют с технологией, но основной сдерживающий момент — это зависимость от углеводородного сырья и большие затраты энергии.

Нефтяные сланцы

Другим огромным ресурсом являются нефтяные сланцы. Самая большая их концентрация приходится на бассейн Грин Ривер в Скалистых горах. Они могут содержать в эквиваленте до 1,8 трлн баррелей нефти. Как и нефтяные пески, сланцы не текут при комнатной температуре. Требуется нагрев для отделения нефти от осадка и прочих примесей. Углеводород в нефтяных сланцах представляет собой кароген — раннюю стадию традиционной сырой нефти. И напротив, углеводород в нефтяных песках — это битум, т.е. последняя стадия сырой нефти, где легкие фракции испарились. Два главных метода извлечения нефти из сланцев — это добыча шахтным способом с последующей перегонкой и добыча в пласте, где ресурс нагревается под землей. Однако оба метода имеют значительное побочное воздействие на экологическую среду. Хотя проект компании Exxon по нефтяным сланцам провалился, их переработка в нефть осуществляется в других частях мира (например, в Эстонии). Нефтяные сланцы сжигаются как уголь, но это грязный процесс. Компания Shell имеет небольшое опытное предприятие на участке частной земли в Колорадо, производя нефть и газ высокого качества.

Возобновляемые виды топлива

Внедрение производства возобновляемых видов топлива было полно противоречий. Различные виды биотоплива (включая этанол, получаемый из кукурузы) являются наиболее обсуждаемыми возобновляемыми видами топлива, альтернативными нефти. Высказывались опасения, что затраты энергии, необходимые для производства кукурузного этанола, превышают его энергетическое содержание. Если эти обвинения справедливы, тогда замена нефти этанолом может скорее увеличить, чем снизить зависимость от импорта нефти и усугубить проблему, волнующую мир. Выработка этанола (особенно в США из кукурузы) получает самые большие субсидии по сравнению с производством других источников энергии — примерно 4,7 млрд долл. в 2006 г., что составляет 25,6% от общей суммы финансирования производства энергии. Важно отметить, что рост нефтяных цен сопровождался в 2008 г. аналогичным ростом цен на зерновые. Поскольку зерно является жизненно важной частью питания, то постоянно высокие цены на него могут иметь трагические последствия для беднейшей части населения земного шара.

Производство этанола путем традиционной дистилляции требует много энергии: для посева и сбора урожая зерновых, процесса дистилляции, транспортировки и реализации. Озабоченность нетто-результатом кукурузного этанола достигла пика в 2005 г., когда двое ученых из Корнелльского университета (Cornell University) и Университета Беркли в Калифорнии (University of California, Berkeley) опубликовали исследование, указав, что «для производства литра этанола требуется на 29% больше энергии, чем получится из него...» В других исследованиях, как ранних, так и более поздних, вывод авторов ставится под сомнение. Хотя идут споры по поводу расчетов, основной вопрос — как подсчитать все затраты энергии, учитывая, что множество операций в производстве этанола дают полезные побочные продукты. Например, в процессе дистилляции вырабатывается большой набор веществ, используемых в животноводстве.

В некотором смысле упор на нетто-энергию ошибочен. Приведем наглядный пример. Производство бриллианта требует много энергии, но ничего не дает взамен. Тем не менее бриллиант имеет для людей весьма большую ценность. Продолжая аналогию, этанол играет важную роль в улучшении качества топлива. В смеси с бензином он повышает октановое число, улучшает давление в цилиндре и снижает стук двигателя. Кроме того, благодаря содержанию значительного количества кислорода он уменьшает выброс окиси углерода, что особенно важно в зимний период. Применение альтернативных этанолу веществ имеет значительные побочные эффекты. Многие десятилетия к бензину добавлялся тетраэтилсвинец в меньшей пропорции и с более низкими затратами для получения того же результата. Однако он весьма токсичен и, вероятно, является одной из причин увеличения общего содержания свинца в окружающей среде. Кроме того, свинец взаимодействует с каталитическим конвертером, установленным для улучшения содержания выхлопа автомобиля и уменьшения смога. В США использование его в качестве добавки прекратилось в 1973 г. В 1980-е гг. нефтепереработчики добавляли метилтретбутило-вый эфир (МТВЕ) с целью увеличения октанового числа и содержания кислорода. Однако Агентство по защите окружающей среды запретило МТВЕ, когда его стали обнаруживать в воде. В настоящее время доказано, что этанол является наиболее щадящим выбором, отвечающим требованиям качества топлива и защиты окружающей среды.

В США производство этанола сейчас получает два вида финансовой поддержки: прямые субсидии фермерам, выращивающим кукурузу, и налоговый вычет на содержание этанола в бензине. Очевидно, что эти субсидии были необходимы для развития производства, и этанол доказал свою выгодность. Тем не менее увеличение использования этанола на 10% больше, чем общий спрос на топливо, оказывает негативное влияние на окружающую среду, и уменьшение зависимости от иностранной нефти становится некритичным. Кроме того, субсидии ведут к росту цен на кукурузу и влияют на все цены зерновых, что может негативно сказаться на общемировом экономическом развитии. Возможно, для США дешевле ввозить дополнительные объемы этанола из сахара (например, из Бразилии), чем увеличивать производство кукурузы за счет других видов зерновых. Переработчики этанола утверждают, что положительным побочным эффектом выращивания кукурузы является уменьшение количества углекислого газа в атмосфере. Недавно группа ученых подвергла это сомнению, говоря, что усиленное распахивание земель сокращает количество лесов на планете и конечным результатом является рост выбросов парниковых газов.

Еще один из главных возобновляемых видов топлива — биодизель. Он получается из рециклированного кондитерского масла или сельскохозяйственных продуктов, таких как соя, кукуруза, пальмовое дерево и хлопок. Для производства топлива, которое может во многих случаях заменить дизельное, в масло добавляется катализатор. Использование рециклиро-ванного масла имеет очевидные выгоды, так как оно вырабатывается из сельскохозяйственных продуктов, которые не входят в рацион питания человека. Очевидной проблемой является ограниченное предложение объема масла для рециклирования по сравнению с объемом его потребления.

В росте цен на масло и зерно в 2008 г. имелась и курьезная сторона. В Германии случился «пивной кризис», а в Италии — кризис пасты. Цены на зерно росли вместе с ценами на нефть в 2007 и 2008 гг. Точная взаимосвязь пока не ясна, но глобальный экономический рост был основной причиной высоких цен на оба продукта.

Если производить биотопливо из целлюлозы, а не из зерна, это будет минимизировать воздействие на цену риса, пшеницы, кукурузы и других съедобных растений. В этом процессе отходы (стебли кукурузы, древесные отходы) и прочие вещества растительного происхождения подвергаются ферментированию или иному способу превращения в биотопливо. Идут активные исследования с целью найти фермент и прочие добавки, которые повысят эффективность процесса. Многие полагают, что эти технологии являются многообещающими, но по состоянию на 2009 г. пока не существует коммерческих предприятий, производящих биотопливо из целлюлозы.

Закон США от 2007 г. «Об энергетической независимости и безопасности» преследует весьма амбициозную цель по производству этанола и биодизеля. Закон предписывает к 2022 г. производителям использовать не менее 36 млрд галлонов (или 2,35 барреля в день) биотоплива. Согласно данным Агентства информации в области энергетики (EIA), это составит 17% от потребления жидкого топлива в США в 2022 г. Рост производства по сравнению с 2006 г., когда производилось 5,9 млрд галлонов биотоплива, составит 510%. В 2022 г. из 36 млрд топлива для потребления предполагается производить 31 млрд галлонов из биотоплива, выработанного не из зерна или съедобных растений, но это недостижимо с учетом современных технологий.

По крайней мере до сих пор затраты на возобновляемые источники топлива не определяют цены на нефть, а отражают их. Это связано с тем, что затраты на энергию являются значительной частью издержек производства возобновляемых видов энергии. Повышение цен на нефть подстегивает цены на удобрения и другое топливо, обычно требуемое для производства и переработки. Кроме того, как цены на нефть, так и цены на сельскохозяйственные товары следуют деловому циклу, т.е. обычно они растут и снижаются одновременно. Затраты на возобновляемые виды топлива всегда будут на вершине лестницы издержек.

Опасности прогнозирования

В шутку говоря, существует несколько правил, которым следуют те, кто занимаются прогнозированием:

1) сводить все прогнозы как минимум к четырем значимым цифрам;

2) для краткосрочных прогнозов — соединить два последних наблюдения и продолжить тенденцию линейкой;

3) для долгосрочных — использовать рулетку;

4) быть осторожным в прогнозе на базе набора непредсказуемых предположений, чтобы ошибки не требовали разъяснения.

Например, сказать, что достижение уровня 150 долл. за баррель к концу 2008 г. предполагает стабильный экономический рост в течение года. И, кажется, никому в голову не придет, что эти два события могут быть взаимоисключающими. Не важно, сколь изощренными были модели: прогноз определяют прошлые тенденции, поскольку единственный способ почувствовать будущее — это изучать прошлое. Анализ должен учитывать неожиданные социальные и экономические события, технологические изменения. Так, если бы не были открыты месторождения в Восточном Техасе, то нефтяные цены, скорее всего, варьировались бы согласно прошлым тенденциям, но это открытие все изменило.

Прогнозы IEA и большого числа частных аналитиков расходятся с предсказаниями сторонников нефтяного пика.

Большинство сторонников нефтяного пика верят, что прогнозы правительства и нефтяников ошибочны. Они отмечают, что объем предложения нефти зависит от существенного роста добычи в OPEC с 36 до 49 млн баррелей в день. Это, в свою очередь, зависит от весьма значительного роста производства нефти в Саудовской Аравии (с 10 млн до 15 млн баррелей в день). Полемика идет вокруг истощения нефтяных месторождений и надежности данных, на которых основаны конкурирующие прогнозы.

Один из способов составить мнение о будущих поставках нефти—это сравнить сегодняшние и прошлые данные. В 2004 г. IEA в своем ежегодном обозрении International Energy Outlook предсказало мировой объем добычи нефти в 2025 г. на уровне 121 млн баррелей в день по цене чуть выше 30 долл. за баррель (в долларах 2006 г.). В 2008 г. агентство прогнозировало общую добычу в 2025 г. в размере 107 млн баррелей в день при средней цене около 80 долл. за баррель. Разница существенная, но важнее то, что этот прогноз не соответствует экономической теории. Если цены вырастут более чем вдвое, то и предложение должно возрасти. Конечно, в течение четырех последующих лет сообщество аналитиков стало более пессимистичным в отношении объемов добываемой нефти. Если цены станут ниже, то мнение аналитиков вновь может измениться. Иначе говоря, события воздействуют на сообщество аналитиков больше, чем следовало бы, и их долгосрочные прогнозы отражают скорее текущее видение, чем научные факты. Несмотря на сложные модели прогнозирования, результат лишь немного лучше, чем при использовании линейки и рулетки.

Согласно высказываниям известных людей, ученых и философов, история дает лишь три урока. Во-первых: кого боги хотят погубить, того лишают разума. Во-вторых: божьи мельницы мелют медленно, но верно. И, конечно, третье наблюдение знаменитого юриста Кларенса Дарроу: «История повторяется. Это то, что неправильно в истории».

Весьма поучительно посмотреть аналогичные нефтяные прогнозы, сделанные в прошлом различными аналитиками и организациями. В конце 1970-х гг. стало модно предсказывать разрыв между быстро растущим спросом и предложением. Цель разрыва — подтолкнуть политиков к решению проблем, связанных с энергетическим кризисом, и предсказатели специально рисовали неосуществимое будущее. В таблице 2.3 приведены прогнозы, основанные на данных, опубликованных в 19781979 гг., и сравнение результата с реальной ситуацией.

На удивление, прогнозы предложения нефти странами OPEC были достаточно точными, хотя они и давались на 10 лет вперед. Однако спрос на нефть оказался значительно выше, чем по прогнозу, и этот разрыв был закрыт снижением спроса, а не увеличением предложения. Существует опасность переноса такой ошибки на будущее. Спрос на нефть в 1960-е гг. рос очень быстро из-за низких цен (благодаря открытиям крупных запасов на Ближнем Востоке). Потребители рассматривали нефть как естественное топливо. Пока цены были умеренными, нефть поддерживала наиболее прибыльные экономические виды деятельности. Однако с наступлением периода высоких цен потребители заменяли нефть альтернативным топливом, особенно для коммунального хозяйства. После 1970-х гг. нефть вернулась в транспортный сектор, на который сейчас приходятся три четверти спроса.

Неуверенность в прогнозировании предложения нефти и ключевые изменения в энергетике за последние несколько десятилетий подводят к простому заключению: аналитики знают о соотношении спроса и предложения на рынке нефти в будущем меньше, чем это может показаться. Данные о поставках из стран OPEC неточны, и маловероятно, что эта ситуация исправится. Но могут появиться новые технологии или открытия, которые полностью изменят восприятие будущего, как это уже происходило в прошлом. В главе 8 исследуются некоторые из этих технологий и их влияние на нефтяные цены.

Примечания

1. Конкурирующая теория происхождения нефти, известная как абиогенная теория, утверждает, что углеводороды образовались в мантии Земли из первичного метана, на значительной глубине, и далее мигрировали в более высокие пласты. Эта теория была распространена среди советских ученых-геологов и остается в современной России. В США она была побеждена в 1980-е и 1990-е гг. Томасом Голдом из Корнелльского университета, но не полностью принята западными учеными. Основное положение абиогенной теории говорит, что ресурсы нефти значительно больше, чем обычно считается, и что значительные объемы находятся на глубине скважин, ниже уровня, до которого доходят современные буровые установки.

2. В промышленности нефть классифицируется по ее плотности и содержанию примесей. Плотность измеряется в градусах Американского института нефти — АPI. Нефть с показателями 34-44° API считается «легкой» и наиболее приемлемой для переработки, поскольку дает высокий процент выхода бензина, дизельного и авиатоплива, т.е. наиболее ценных продуктов. Напротив, «тяжелая» нефть с плотностью 9-14° дает в основном асфальт и тяжелое топливо, если не использовать сложные технологии переработки. Наиболее распространенной примесью в нефти является сера, и чем выше ее содержание, тем выше издержки переработки и/или ниже ценность получаемых продуктов. Цены на нефть колеблются значительно в зависимости от места, плотности и содержания серы.

3. При комментировании разных источников данных по нефтяным месторождениям требуется осторожность, поскольку такие данные зачастую трудно получить. Кроме того, основные источники подобных оценок часто ненадежны.

4. Точный подсчет объема предложения источников «традиционной» и «нетрадиционной» нефти весьма труден. Причиной является то, что жидкий природный газ все больше используется в дополнение к сырой нефти, и многие нефтеперерабатывающие предприятия имеют выигрыш на объеме, поскольку они пересчитывают сырую нефть в менее плотные продукты.

5. Этот автор имел счастье слушать выступление г-на Хуббер-та в 1970-е гг.

6. Данные различных источников слегка разнятся. «Нынешняя» добыча нефти, показанная на рисунке 2.6, взята из статистики ВР с прогнозом на 2007 г., базирующемся на проценте разницы от данных Deutsche Bank.

7. Хубберт продолжил свой прогноз по США прогнозом по всему миру; он не был столь же точным, поскольку не предвидел в 1980-е гг. падения темпов роста спроса.

8. Стремление OPEC поддержать высокие цены на нефть в 1980-е гг. привело к снижению потребления нефти, и в то время почти половина производственных мощностей картеля была закрыта. Более низкие цены после 1985 г. стимулировали спрос, но коллапс экономики СССР в 1990-х гг. привел к новой волне избытка предложения, которая осталась до конца десятилетия.

9. Эта категория определяется как страны, не входящие ни в OPEC, ни в OECD (и не часть бывшего СССР).