Совместная деятельность консорциума российских и венесуэльской нефтяных компаний по освоению и коммерциализации ресурсов сверхтяжелой нефти бассейна Ориноко тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.14, кандидат экономических наук Халидов, Ибрагим Арбиевич

• Халидов, Ибрагим Арбиевич
• кандидат экономических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат экономических наук Халидов, Ибрагим Арбиевич

Содержание

Введение

1. Исследование нефтегазовой отрасли Венесуэлы

1.1 Общая характеристика нефтяной промышленности

1.2 Сырьевая база нефтегазодобычи

1.3 Обзор «геополитического климата»

1.4 Законодательные аспекты недропользования

2. Теоретические и методологические вопросы обоснования 36 экспорта нефти месторождений исследуемого региона

2.1 Бизнес-модели инвестиционных проектов в Поясе Ориноко

2.2 Маркетинговое управление в инвестиционных сырьевых проектах

2.3 Налогообложение в нефтяной промышленности Венесуэлы

2.4 Правовые проблемы взаимоотношений между инвестором и 62 государством в международных инвестиционных проектах.

2.5 Оценка риска инвестиций в освоение нефтяных ресурсов 71 Венесуэлы.

2.6 Концепция технологической зависимости

2.7 Система автоматизированного бюджетного модуля (АБМ), как 78 инструмент контроля финансовых средств СП.

3. Экономическая эффективность экспорта экстра-тяжелой нефти 86 Пояса Ориноко

3.1 Качественные характеристики экспортных сортов нефти

3.2 Банк качества нефти и компенсационные платежи

3.3 Прогноз экспортной цены нового сорта нефти

3.4 Экономическая эффективность проекта «Хунин-6»

Заключение

Литература

Приложение 1. Описание порядка расчета налогов и принятых

допущений в ФЭМ;

Приложение 2. Основные тектонические элементы и

нефтегазоносные бассейны Венесуэлы;

Приложение 3. Обзорная карта Восточно-Венесуэльского 139 нефтегазового бассейна;

Список таблиц

Таблица 1. Распределение ресурсов Пояса тяжелых нефтей по отдельным зонам;

Таблица 2. Распределение начальных и текущих запасов нефти по месторождениям, находящимся на разных стадиях их освоения;

Таблица 3. Распределение начальных и текущих запасов газа по месторождениям, находящимся на разных стадиях их освоения;

Таблица 4. Операторы блоков экстра-тяжелой нефти Пояса Ориноко;

Таблица 5. Схема позиционирования товара (по Г.Д. Хулей (2002 г.) с дополнениями Толкачева В.М.);

Таблица 6. Налоговый режим нефтяной отрасли Венесуэлы;

Таблица 7. Описание прочих налогов Венесуэлы;

Таблица 8. Схема классификационных требований к качеству (составу и физическим свойствам) нефти по ГОСТ Р 51858-2002;

Таблица 9. Группа нефти по степени подготовки;

Таблица 10. Виды нефти по ГОСТ Р 51858-2002;

Таблица 11. Выход фракции по ГОСТ Р 51858-2002;

Таблица 12. Основные средневзвешенные параметры качества нефти месторождений региона исследований;

Таблица 13. Показатели качества основных зарубежных сортов нефти;

Таблица 14. Нефть сортов «Brent Blend», «Bachaquero», «BCF 17» и новый сорт «Orinoco Syncrude»;

Таблица 15. Результаты расчетов цены нефти нового сорта «Orinoco Syncrude»;

Таблица 16. Налог на высокие цены;

Таблица 17. Налоги из выручки;

Таблица 18. Роялти;

Таблица 19. Налоги в себестоимости;

Таблица 20. Налоги из чистой прибыли;

Таблица 21. Экономическая эффективность проекта «Хунин-6»;

Таблица 22. Динамика изменения показателя IRR в зависимости от цены нефти

Список рисунков

Рисунок 1. Распределение начальных разведанных запасов углеводородов по приуроченности к суше и шельфу, и по отдельным бассейнам;

Рисунок 2. Структура потребления газа в Венесуэле;

Рисунок 3. Распределение открытий нефти по степени их вовлеченности в процесс эксплуатации;

Рисунок 4. Схема атмосферной и вакуумной дистилляционной колонны для получения ЭТН без тяжелой горючей нефти;

Рисунок 5. Экономические характеристики сравниваемых технологий добычи нефти: «горячая» и «холодная» добыча;

Рисунок 6. Параметры себестоимости одного барр. нефти по новой концепции;

Рисунок 7. Схема управления конкурентоспособностью товара;

Рисунок 8. Изменение рейтинговой оценки СРД Венесуэлы с позиций инвесторов за период 2000-2005 г.г.;

Рисунок 9. Схема формирования маркетинговой программы компании;

Рисунок 10. Концепция технологической и технической зависимости долевого участника со стороны РОУБА в проекте совместного предприятия с ННК РФ;

Рисунок 11. Трехуровневая система распределения затрат;

Рисунок 12. Структура автоматизированного бюджетного модуля;

Рисунок 13. Схема жизненного цикла продукта (по X. Хершгену, 2000, стр. 176);

Рисунок 14. Организационная схема налогообложения;

Рисунок 15. Схема расчетов налогов ННК РФ;

Рисунок 16. Схема расчетов с учетом финансирования;

Рисунок 17. Динамика денежных потоков по месторождению «Хунин-6»

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совместная деятельность консорциума российских и венесуэльской нефтяных компаний по освоению и коммерциализации ресурсов сверхтяжелой нефти бассейна Ориноко»

Введение

Актуальность исследования. В августе-сентябре 2009 года в ходе работы российско-венесуэльской межправительственной комиссии между Национальным нефтяным консорциумом и венесуэльской госкомпанией «Петролеос де Венесуэла» (PDVSA) были подписаны документы о создании совместного предприятия (СП «Петромиранда») по добыче нефти в бассейне реки Ориноко. По условиям соглашения PDVSA будет принадлежать в проекте 60 процентов. Созданному СП могут достаться, помимо «Хунина-6», еще три нефтяных блока.

Оринокский нефтегазоносный бассейн расположен на востоке северной окраины Южно-Американского континента в пределах Восточной Венесуэлы, южной части материка Тринидад и прилегающей части Атлантического шельфа. Первая промышленная добыча нефти была начата в бассейне в 1911 году вблизи асфальтового «озера» Гуанако [87]. В нефтегазоносном бассейне известно более 250 нефтяных и 19 газовых месторождений, в том числе 70 нефтяных и более 10 газовых на острове Тринидад (Приложение 2).

На западе бассейна расположены крупнейшие в мире месторождения тяжелой нефти - «Хунин» и «Карабобо». «Хунин-6» -месторождение нефти площадью 447,7 квадратных километров, расположенное в Поясе тяжелых нефтей Ориноко. Запасы нефти на блоке «Хунин-6» составляют около 5,2 млрд. тонн. По оценкам PDVSA, добыча нефти на этом месторождении может достигнуть 450 тыс. барр. в сутки (более 22 млн. тонн), а на ее первом этапе - 200 тыс. барр. Срок реализации проекта рассчитан на 40 лет.

Экономика Венесуэлы основана на добыче нефти, которая дает ей 90% экспортных доходов и более 60% доходов госбюджета. Ежегодно добывается, по официальным данным, до 3 млн. барр. в день (более 150 млн. тонн в год). Венесуэльская нефть составляет 15 процентов нефтяного

импорта США. Многие нефтеперерабатывающие заводы в США, прежде всего на юге, ориентированы на ее поставки. Основная проблема ТЭК Венесуэлы - потребность в новых технологиях, без привлечения которых нефтедобыча начнет падать.

В плане нефтяного бизнеса Венесуэла - очень перспективная страна. Ученые из Геологического управления США недавно пришли к выводу, что эта страна, возможно, значительно богаче нефтью, чем Саудовская Аравия. Запасы «черного золота» в бассейне реки Ориноко могут более чем вдвое превышать прежние оценки специалистов, т.е. потенциальный объем добычи - 513 млрд. барр. нефти (свыше 68 млрд. тонн). Пока самые большие доказанные запасы - в Саудовской Аравии (264,5 млрд. барр.). Основная проблема организации нефтедобычи в Венесуэле - высокая вязкость нефти в бассейне Ориноко. Для ее очистки необходимо построить специальные заводы по улучшению характеристик добытого сырья.

Разработка месторождений Пояса тяжелых нефтей Ориноко представляет хорошую возможность для непосредственной отгрузки добываемой нефти на экспортные рынки. При этом получение максимальной экспортной цены за нефть месторождения «Хунин-6» будет, в основном, определяться эффективностью маркетинговой программы и, в частности, результатами выбора наиболее приемлемых для тяжелой и сернистой нефти этого месторождения сегментов рынка, обоснования цены и реализуемой компанией экспортного продвижения нефти.

В связи с этим весьма важными и актуальными представляются исследования теоретических и методологических особенностей стратегического маркетинга, экспортного ценообразования, организации и управления инвестиционными проектами по освоению месторождений нового перспективного района нефтедобычи. Актуальность указанной проблемы и ее недостаточная научно-методическая проработка

предопределили выбор объекта и предмета исследований, цель и основные задачи диссертационной работы.

Объект исследования. Исследуемая в диссертации проблема относится к области международных экономических отношений нефтедобычи и связанных с ними проблем формирования экспортных цен, сегментации внешних рынков, эффективного позиционирования на них добываемого сырья, организацией и управлением зарубежными инвестиционными сырьевыми проектами.

Предмет исследования. Основное внимание в диссертационной работе уделено исследованию экономических особенностей организации и управления проекта освоения и экспорта нефти месторождений Пояса тяжелых нефтей Ориноко с целью эффективного продвижения углеводородного сырья на внешние рынки.

Цели и задачи исследования. Целью диссертации является разработка (на базе научно-методического обобщения теоретических основ и международного опыта нефтедобычи, стратегического маркетинга, ценообразования и внешней торговли) методологических и практических рекомендаций по организации и эффективному управлению освоением ресурсов и экспортом нефти исследуемого региона.

В этих целях основными задачами выполненных исследований являются:

- анализ сырьевого потенциала, перерабатывающей промышленности и современного состояния нефтедобычи на месторождениях Республики Венесуэла с целью обоснования основных параметров освоения нефтяных месторождений исследуемого региона;

- анализ экономических характеристик технологий холодной и горячей добычи для определения объема извлекаемых ресурсов и разработки эффективной бизнес-модели экспорта высоковязкой нефти Пояса Ориноко;

- анализ состава, основных свойств и качества нефти месторождений исследуемого региона, в сопоставлении с основными параметрами конкурентных сортов мирового рынка, с целью установления взаимозависимости параметров, определяющих особенности ценообразования и рыночную стоимость экспортной нефти региона исследований;

- анализ состояния и перспектив развития нефтеперерабатывающей промышленности Республики Венесуэла с целью выбора оптимальных направлений экспорта высоковязкой нефти исследуемого региона;

- разработка принципиальной схемы определения экспортной цены нефти, добываемой на месторождениях исследуемого региона, и прогноз экономической выгоды от разработки месторождений в условиях действующего лицензионного законодательства и в рамках деятельности совместного предприятия в вероятном диапазоне мировых цен на нефть для Национального нефтяного консорциума РФ.

Теоретической и методологической основой исследований послужили работы российских и зарубежных ученых в области мировой экономики, внешней торговли, международного маркетинга, экспортного образования, теории конкуренции, технико-экономического и финансового анализа, финансового менеджмента и бюджетирования в топливно-энергетическом секторе экономики - A.A. Арбатова, О.Б. Брагинского, Л.Г. Гапошиной, М.Н. Григорьева, Л.П. Гужновского, Ю.Е. Кислова, A.A. Кольцова, A.A. Конопляника, А.Г. Коржубаева, И.Г. Кратко, В.А. Крюкова, Л.И. Иршинской, В.Д. Лысенко, К.Н. Миловидова, П.М. Медведева, B.C. Панькова, А.И. Перчика, А.К. Субботина, С. Сухетского, Е.А. Телегиной, У. Четуркина, Д. Чухланцева, А.К. Шуркалина, а также зарубежных исследователей - М. Бейкера, Г. Бирмана, Н. Бордена, Р. Брили, Дж. Буша, У. Ватершута, Л. Дина, Д. Джонстона, П. Дракера, Ф. Катеоры, Ф. Котлера, Дж.

Куллитона, Т. Левитта, С. Майерса, Д. Норкотта, М. Портера, Р. Тедлоу, Р. Уинсли, Р. Фуллертона, Р. Хиллера, С. Шмидта.

Выполненная работа базируется на общих и специальных методах экономического анализа и научного обобщения. В процессе исследования автором применялись методы математической статистики, корреляционный и регрессионный анализ, а также другие методики, обеспечивающие надежную обработку и интерпретацию аналитических данных, эффективность, состоятельность и несмещенность определяемых параметров. Расчеты эффективности сырьевых проектов и определение их инвестиционной привлекательности проводились в соответствии с действующими методическими документами по установленной стандартной методике (Регламент Министерства промышленности и энергетики РФ) [35].

Информационная база. В процессе исследований использовались материалы Министерства промышленности и энергетики РФ, Министерства природных ресурсов РФ, Министерства экономического развития и торговли РФ, публикации по нефтяной промышленности Венесуэлы, материалы корпоративного научно-технического центра ОАО «НК «Роснефть», материалы, предоставленные нефтяной компанией «КонокоФиллипс Тиман-Печора Инк.», отчеты нефтяной компании ООО «Компания Полярное Сияние», агенств «Platt's» и «Petroleum Argus», а также материалы конференций и семинаров, официальные годовые отчеты нефтегазовых компаний, отечественная и зарубежная литература. Автор опирался на положения действующего законодательства и другие документы нормативно-правовой базы, регулирующие деятельность в сфере недропользования, налогообложения, внешнеэкономических отношений и торговли.

В основу диссертации положены результаты исследований и расчетов автора, выполненные во время его работы в 2008-2012 г.г. в нефтяных

компаниях ОАО «НК «Роснефть», ООО «Компания Полярное Сияние» и обучения в аспирантуре РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научная новизна исследования. В процессе выполненных исследований получен ряд новых результатов:

1. Предложены методические разработки определения цены нового сорта нефти, производимой консорциумом российских и венесуэльской нефтяных компаний, базирующиеся на показателях качества нефти; установлена взаимозависимость плотности нефти и содержания в ней серы, определяющая рыночную стоимость экспортного сорта нефти;

2. Доказана экономическая эффективность реализации инвестиционного сырьевого проекта «Хунин-6» в рамках совместного российско-венесуэльского предприятия в условиях действующего лицензионного законодательства, налогового режима и определены условия устойчивости принятого решения в зависимости от вариации различных факторов;

3. Определена экономическая нецелесообразность использования новой концепции освоения высоковязкой нефти месторождений Пояса Ориноко -технологии горячей добычи в сопоставлении со стандартной концепцией -технологией холодной добычи и обоснован выбор эффективного направления коммерциализации впервые позиционируемого экспортного сорта нефти нового региона исследований - рынок юго-восточных штатов США.

Практическая значимость исследований. На основе полученных результатов, а также методологических разработок в диссертации сформулирован ряд практических предложений по совершенствованию концепции освоения месторождений исследуемого региона.

Результаты выполненных исследований могут быть использованы при подготовке проектной документации, освоении аналогичных, по качеству нефти, месторождений на территории Российской Федерации и в процессе обучения и подготовки кадров.

Апробация результатов работы. Отдельные положения выполненной работы нашли отражение в выступлениях на VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» в феврале 2010 г., посвященной 80-летию РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина; III Кустовой научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть» (апрель 2010 г., г. Самара); I Российском нефтяном конгрессе, (лауреат Молодежной программы Российского нефтяного конгресса Международного нефтяного совета, 15 марта 2011 г.).

Объем и структура работы. Диссертационная работа изложена на 139 стр. машинописного текста, состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы, 3 приложений и иллюстрирована 22 таблицами и 17 рисунками.

Публикации. Основные результаты исследования опубликованы в 6 работах, в т.ч. 3 статьи в изданиях, рекомендованных Перечнем ВАК РФ.

1. Исследование нефтегазовой отрасли Венесуэлы

1.1. Общая характеристика нефтяной промышленности

Основой национальной экономики является нефтедобыча и нефтепереработка (около 60% объема ВВП и более 90% экспортных поступлений).

По итогам 2011 года по объемам нефтедобычи Венесуэла заняла восьмое место в мире. В 2011 году экспортная выручка страны выросла по сравнению с предыдущим годом и составила около 52 млрд. долл. США, из которых 46,8 млрд. долл. США составил доход от экспорта нефти.

Запасы нефти

Доказанные запасы углеводородов Венесуэлы, по данным компании BP, по состоянию на начало 2012 года составляют 211,2 млрд. барр. - второе место в мире и первое - на американском континенте. Основная часть запасов сосредоточена в четырех основных бассейнах - Маракайбо (Maracaibo), Фалкон (Falcon), Апуре (Apure), Ориентал (Oriental) [60].

На территории страны также разведаны крупные залежи сверхтяжелой и битуминозной нефти. Эти запасы сосредоточены в поясе реки Ориноко (центральная Венесуэла), и составляют 86,41 млрд. барр. [60].

Добыча нефти

В 2011 году в Венесуэле было добыто около 150 млн. тонн нефти. По объемам производства нефтяного сырья Венесуэла занимает первое место среди стран Южной и Центральной Америки. Государственная нефтяная компания Petroleos Venezuela S.A. (PDVSA) обеспечивает до 60% венесуэльской нефтедобычи.

С момента образования в сентябре 1960 года Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК), Венесуэла является ее постоянным членом.

Действующая квота на добычу нефти, установленная для страны со стороны ОПЕК составляет около 190 млн. тонн в год. До 1998 года Венесуэла регулярно превышала установленные для нее квоты на нефтедобычу. После прихода к власти президента У. Чавеса, новое руководство страны стало придерживаться политики соблюдения нефтяных квот, устанавливаемых ОПЕК.

Большая часть производимой венесуэльской нефти по мировым стандартам соответствует тяжелой нефти с плотностью ниже 20°АР1 (934,0 кг/м3) [58]. Основными центрами нефтедобычи являются бассейны Маракайбо, Фалкон, Апуре, Ориентал, на которые приходится около 75% производства нефти в Венесуэле. Разведка и разработка месторождений в перечисленных бассейнах ведется государственной компанией РОУ8А как самостоятельно, так и с привлечением иностранных нефтяных компаний.

Большая часть разрабатываемых венесуэльских нефтяных месторождений находится в завершающей стадии разработки с падающей добычей. Во второй половине 2004 года в Венесуэле был разработан стратегический план инвестиций в нефтяную промышленность, в соответствии с которым, объем добычи нефти в стране к 2010 году должен достичь 5 млн. барр. в сутки (свыше 250 млн. тонн в год). При этом суммарный объем капиталовложений в развитие отрасли в течение 5 лет должен составить 44 млрд. долл. США, из которых 15 млрд. долл. США планируется затратить на развитие производства нефтяного сырья в поясе реки Ориноко [94].

Кроме производства традиционного нефтяного сырья в Венесуэле осуществляется ряд проектов по разведке и разработке месторождений сверхтяжелой и битуминозных нефти в поясе реки Ориноко, где в настоящее время ведут добычу четыре одобренных руководством страны стратегических ассоциации, образованных РЭУ8А с несколькими иностранными нефтяными компаниями. В рамках этих проектов

осуществляется преобразование добываемой сверхтяжелой нефти около 9°АР1 (или 1007,1 кг/м3) в более легкое малосернистое сырье с характеристиками 16-32°АР1 (или 959,3-865,4 кг/м3), называемое синтетической нефтью (syncrude). Суммарный объем производства syncrude по всем четырем проектам составляет 570 тыс. барр. в сутки (более 28 млн. тонн в год).

Для реализации новых проектов по добыче нефтяного сырья в поясе реки Ориноко PDVSA разделила регион на 27 лицензионных блоков, по которым проводятся лицензионные раунды. В августе 2005 года PDVSA предоставила право компании Repsol-YPF (Аргентина-Испания) на проведение разведки и разработки блока «Хунин-7» [77]. В том же месяце PDVSA и китайская нефтяная корпорация CNPC подписали соглашение о совместном освоении контрактной территории «Хунин-4».

Организация нефтегазового сектора

В 1975-1976 г.г. нефтегазовая промышленность Венесуэлы была национализирована. Управление нефтяной и газовой промышленностью осуществляет, созданная в 1975 году, государственная компания Petroleos Venezuela S.A. (PDVSA), входящая в число крупнейших нефтяных предприятий мира и являющаяся самой крупной компанией страны. Кроме того, PDVSA через дочернее предприятие Carbozulia контролирует и национальную угольную промышленность. PDVSA обеспечивает до 60% венесуэльской нефтедобычи.

Согласно конституции Венесуэлы, вступившей в силу с 1 января 2000 года, приватизация PDVSA запрещена.

С 90-х годов XX века нефтегазовый сектор Венесуэлы, после проведенной национализации, был вновь открыт для зарубежных нефтяных компаний. Работы по разведке и разработке венесуэльских углеводородных месторождений строились на основе операционных соглашений, соглашений

о разделе продукции (СРП) и стратегических ассоциаций (проекты добычи сверхтяжелых иефтей в поясе реки Ориноко) [67]. Всего было заключено 32 соглашения с 22 иностранными инвесторами, в том числе с такими крупнейшими компаниями как Chevron, ВР, Total и Repsol-YPF (Аргентина-Испания). Стремление привлечь зарубежный капитал в нефтяной сектор страны, заставило руководство страны включить в ряд соглашений отдельные невыгодные для Венесуэлы пункты. Так, ставка лицензионного платежа за разработку месторождений сверхтяжелой нефти была установлена на минимальном уровне равном 1%, в то время как максимальная планка налога, согласно действовавшему в то время венесуэльскому закону об углеводородах от 1943 года, составляла 16,6%.

В ноябре 2001 года Венесуэла приняла новый закон об углеводородах, в соответствии с которым ставки лицензионных платежей по вновь заключаемым контрактам были увеличены до 20-30%, а реализация новых проектов предусмотрена через создание СП, в которых PDVSA должно принадлежать не менее 51%.

Во второй половине 2003 года министерство энергетики и шахт Венесуэлы приняло решение передать управление контрактами с зарубежными нефтяными компаниями, в которых принимала участие PDVSA, ее дочернему предприятию Corporacion Venezolana de Petroleo (CVP). Цель данного шага - дать возможность PDVSA сосредоточить основные усилия на разведке и разработке нефтяных месторождений, принадлежащих государственной нефтяной компании.

За прошедшие несколько лет руководство Венесуэлы предприняло ряд шагов по увеличению доходов государства от деятельности на территории страны зарубежных нефтяных компаний. В 2004 году была увеличена с 1% до 16,6% ставка лицензионного платежа за разработку месторождений сверхтяжелой нефти в поясе реки Ориноко.

Кроме того, в декабре 2005 года в Венесуэле вступил в действие закон, в соответствии с которым увеличена ставка налога на прибыль иностранных нефтяных компаний, а министерство по налогам Венесуэлы выставило претензии практически всем зарубежным нефтяным компаниям по накопленным в период 2001-2004 г.г. налоговым задолженностям.

Несмотря на ухудшение условий деятельности в нефтегазовом комплексе Венесуэлы, до конца первого квартала 2006 года 16 иностранных компаний подписали с PDVSA договора о создании СП по разработке 30 венесуэльских нефтяных месторождений. Французская Total и итальянский концерн ENI отказались создавать СП в рамках работ по разработке месторождений «Джусепин» (25 тыс. барр. в сутки) и «Дасьон» (50 тыс. барр. в сутки), в результате чего с 1 апреля 2006 года контроль над ними полностью перешел к PDVSA.

В середине мая 2006 года Национальная ассамблея (парламент) Венесуэлы одобрил введение для всех нефтедобывающих компаний единой ставки налога на добычу нефти в размере 33,3%.

Потребление и переработка нефти

PDVSA входит в число крупнейших нефтеперерабатывающих компаний мира. Суммарные мощности по первичной переработке нефти (с учетом долей в зарубежных НПЗ), принадлежащие PDVSA, составляют 2,9 млн. барр. в сутки или более 145 млн. тонн в год. На территории Венесуэлы PDVSA владеет четырьмя НПЗ суммарной перерабатывающей мощностью 1,25 млн. барр. нефти в сутки или 63 млн. тонн в год. До 1/3 производимых на территории Венесуэлы нефтепродуктов экспортируется в США.

Основу венесуэльской нефтеперерабатывающей промышленности составляют:

1. НПЗ «Парагуана» (Paraguana) - мощность 47 млн. тонн нефти в год;

2. НПЗ «Пуэрто де ла Круз» (Puerto delà Cruz) - мощность 10 млн. тонн нефти в год;

3. НПЗ «Эль Палито» (El Palito) - мощность 6 млн. тонн нефти в год.

В настоящее время перерабатывающие мощности венесуэльских НПЗ загружены практически на 100%. В середине 2006 года PDVSA объявила о планах инвестировать 5 млрд. долл. США в строительство на территории страны трех новых НПЗ. Кроме того, в ближайшие годы PDVSA намерена провести модернизацию заводов «Пуэрто де ла Круз» и «Эль Палито».

За пределами Венесуэлы PDVSA владеет нефтеперерабатывающими активами в США, Карибском бассейне и странах Западной Европы.

Экспорт и нефтяная инфраструктура

Около 50% добываемой нефти в Венесуэле и почти 45% производимых в стане нефтепродуктов поставляется на экспорт. В стране действует развитая внутренняя нефтепроводная инфраструктура, обеспечивающая транспортировку нефтяного сырья от центров добычи до НПЗ и нефтяных морских терминалов (НМТ), через которые осуществляются экспорт венесуэльской нефти и нефтепродуктов. Все НМТ Венесуэлы расположены на севере страны на побережье Карибского моря. Экспортные нефтепроводы в Венесуэле отсутствуют.

В 1980 году между Венесуэлой и Мексикой было заключено соглашение, которое ежегодно пролонгируется, о совместных поставках нефти и нефтепродуктов в 11 стран Центральной Америки и Карибского бассейна (Барбадос, Белиз, Коста-Рика, Сальвадор, Гватемала, Гаити, Гондурас, Ямайка, Никарагуа, Панама и Доминиканская Республика). Средний суммарный объем поставок по соглашению составляет 160 тыс. барр. нефти и нефтепродуктов в сутки.

В 2000 году было подписано соглашение о поставках на льготных финансовых условиях на Кубу нефти из Венесуэлы объеме до 53 тыс. барр. в сутки (2,7 млн. тонн в год).

В апреле 2006 года PDVSA и кубинская государственная компания Cubapetroleo (Cupet) достигли соглашения об учреждении СП PdV-Cupet, основной задачей которого на начальном этапе работы станет ввод в эксплуатацию и реконструкция законсервированного кубинского НПЗ Сьенфуэгос (Cienfuegos), построенного в 1990 году при участии СССР. Ввод в эксплуатацию НПЗ, мощностью по первичной переработке 4 млн. тонн нефти в год, был осуществлен в середине 2007 года. По условиям соглашения, Венесуэла гарантировала поставку на НПЗ до 3,5 млн. тонн нефти в год.

Складывающиеся в последние годы напряженные политические взаимоотношения между США и Венесуэлой, заставляют последнюю искать пути снижения зависимости национального экспорта от американского нефтяного рынка, в частности за счет увеличения поставок нефтяного сырья в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). В ноябре 2005 года PDVSA и CNPC (Китай) заключили контракт, в соответствии с которым китайская корпорация будет закупать у Венесуэлы 160 тыс. барр. нефти и мазута в сутки. В феврале 2006 года министерство энергетики и шахт Венесуэлы приняло решение об увеличении экспорта нефти и мазута в Китай до 300 тыс. барр. в сутки.

1.2. Сырьевая база нефтегазодобычи

В результате уточненного числа открытий и связанных с ними запасов начальные (сертифицированные) запасы углеводородов по состоянию на 1.01.2012 года оцениваются в 297,61 млрд. барр.н.э., из которых 166,2 млрд. барр.н.э. нефти, 42,2 млрд. б.н.э. газа, 2,8 млрд. барр.н.э. конденсата и 86,41 млрд. барр.н.э. приходится на Пояс Ориноко (рис. 1) [48].

117,9 млрд. барр.н.э. 85,8 млрд. барр.н.э. 55,8% 40,6%

3,6 млрд. барр.н.э. 1,7%

3,9 млрд. барр.н.э. 1,9%

нефть - 76,3%

газ - 22,0% конденсат -1,7%

нефть - 84,4%

газ -15,0% конденсат - 0,6%

нефть - 97,0%

газ - 3,0%

нефть -13,8%

газ - 83,6%

конденсат ■ 2,6%

Рис. 1 Распределение начальных разведанных запасов углеводородов по приуроченности к суше и шельфу (А) и по отдельным бассейнам (Б). Источник: подготовлено автором по данным BP Statistical Review of World Energ)', 2011

Таблица 1

Распределение ресурсов Пояса тяжелых нефтей по отдельным зонам

(млрд. барр.).

Мачете Зуата Хамака Серро Негро Всего

геологические ресурсы 489 557 87 227 1 360

извлекаемые ЗР 74 95 18 85 272

извлекаемые 2Р 1 17 7 17 42

доказанные 0,8 15 6 15 37

Источник: корпоративный научно-технический центр ОАО «НК «Роснефть»

Извлекаемые запасы тяжелых и сверхтяжелых нефтей Пояса Ориноко в объеме 2Р (доказанные + вероятные) (86,41 млрд. барр.) учтены в общем объеме начальных разведанных запасов нефти Венесуэлы.

Суммарная величина запасов тяжелых и сверхтяжелых нефтей Пояса Ориноко, учтенная по состоянию на 1.01.2012 года (86,41 млрд. барр.), оказалась на 5,6 млрд. барр. выше по сравнению с аналогичной величиной по состоянию на 1.01.2011 года. По последним данным (2012 г.) специалисты национальной компаний РОУ8А считают, что в пределах Пояса Ориноко сосредоточены 1,4 трлн. барр. нефтей и битумов (геологические ресурсы), из которых 513 млрд. барр. (ЗР) могут быть извлечены с применением существующих технологий разработки |60].

Наряду с запасами нефти Венесуэла располагает крупными запасами газа, которые пока используются слабо. Большая часть учтенного газа - это газ, растворенный в нефтях (61,3%), чисто газовых и газоконденсатных месторождений в Венесуэле открыто мало, на их долю приходится 38,7% от всех начальных разведанных запасов газа Венесуэлы.

Поиски газа в стране являлись слабо развитым направлением ГРР. В последние годы отношение к поиску газовых месторождений в Венесуэле

изменилось, и такие месторождения относятся к объектам целенаправленных поисков и особенно на шельфе. Запасы нефти и газа распределены по отдельным бассейнам неравномерно.

Рассмотрим ситуацию с начальными разведанными и текущими запасами нефти в Венесуэле по состоянию на начало 2012 года (табл. 2). Объем накопленной добычи нефти оценивается в 60,1 млрд. барр.

Таблица 2

Распределение начальных и текущих запасов нефти по месторождениям, находящимся на разных стадиях их освоения

(млн. барр.)

Стадии освоения Число н, нг, нгк мес-ний Нач. развед. запасы Средний размер запасов 1 м-ния Накопл. добыча на 1.01.12 Текущ. запасы Степень выработ анности, %

месторождения,

не введенные в 52 465 8,9 - 465 0

разведку

в оконтуривании, 7 276 39,4 - 276 0

разведке

подготовка к эксплуатации 4 1 980 495,5 - 1 980 0

в эксплуатации

(естественный 137 37 560 272,2 8 432 29 128 22,4

режим)

эксплуатация с

применением 100 104 431 1 044,2 51 268 53 163 49,1

вторичных

методов добычи

эксплуатация временно прекращена 60 669 11,2 355 314 53,0

выработанные 50 45 0,9 45 0 100

Всего 410 145 426 362,8 60 100 85 326 41,3

Источник: корпоративный научно-технический центр ОАО «ЫК«Роснефть»

Как видно из данных, приведенных в этой таблице, выработанными являются мелкие по запасам месторождения, где средняя величина запасов одного месторождения составляет всего лишь 0,9 млн. барр.

Месторождения, не введенные в разведку и числящиеся просто в открытиях, также обладают небольшими средними запасами (8,9 млн. барр.) и их возможный ввод в разведку в ближайшие годы не планируется.

Несмотря на относительно умеренную выработанность начальных запасов (41,3%) и значительные объемы текущих запасов нефти (85,3 млрд. барр.), проблема поисков и разведки новых месторождений является для Венесуэлы актуальной, хотя и уступает проблеме повышения нефтеизвлечения на действующих месторождениях, а также реактивация добычи на месторождениях, эксплуатация которых временно прекращена.

В структуре текущих запасов нефти Венесуэлы преобладают тяжелые и сверхтяжелые нефти (48,0% и 24,8% соответственно), а на долю запасов нефтей с "нормальной" плотностью приходится 21,2% от общих текущих запасов.

Таблица 3

Распределение начальных и текущих запасов газа по месторождениям, находящимся на разных стадиях их освоения

Стадии Число Нач. Средний Накопл. Текущ. Степень

освоения (млрд. куб. м.) г., гк., нг., нгк. мес-ний разведан, запасы размер запасов 1 м-ния добыча на 1.01.12 запасы выработ анности, %

Месторождения, не введенные в разведку 1,8 145 0,04 - 145 -

в оконтуривании, разведке 0,2 59 7,4 - 59 -

подготовка к эксплуатации 0,2 440 55 - 440 -

в эксплуатации 6,8 5 561 23 2 441 3 120 1,2

эксплуатация временно прекращена 1,8 51 0,8 18 33 1

месторождения выработанные 0,9 10 0,3 10 0,6 3

Всего 11,7 6 266 86,5 2 469 3 798 5,2

Источник: корпоративный научно-технический центр ОАО «НК «Роснефть»

Щщёшсянфтттт йрпмтеттт 10%

Сжигается

Продается

Закачивается в пласт

31%

Иотребляеся па промыслах

Рис. 2 Структура потребления газа в Венесуэле.

Источник: подготовлено автором по данным BP Statistical Review of World Energy, 2011

газ+конденсат I I газ

| | нефть+газ+конденсат

нефть+газ I | нефть

Открытия, не В оконту- Подготов- Эксплуати- Вторичные Временно Выработанные

введенные ривании ленные к руемые методы закрытые

в разведку эксплуатации добычи

Рис. 3 Распределение открытий нефти по степени их вовлеченности в процесс эксплуатации. Источник: подготовлено автором по данным BP Statistical Review of World Energy, 2011

1.3. Обзор «геополитического климата»

Уинстон Черчилль однажды сказал, что «Россия - загадка, окутанная тайной и погруженная в неизвестность». Данная цитата как никогда актуальна, когда дело касается осуществляемой стратегии в нефтяной отрасли Венесуэлы в последние несколько лет.

Венесуэльская политика, и косвенно ее экономика, всегда были продуктом и заложником нефти, а также капризности цены на нефть. Страна-участник ОПЕК, на протяжении всей истории очень независимая, время от времени ярый защитник прав суверенного государства против международных нефтяных компаний - Венесуэла является сегодня образцом нефтедобывающей страны и страны-экспортера; в то же время, она не в состоянии трансформировать свою материально-сырьевую базу в устойчивое экономическое развитие и рост доходов населения.

Начиная с национализации нефтедобывающей промышленности в 1975 году, нефтяная стратегия Венесуэлы преследовала две противоречивые цели. С одной стороны, она стремилась максимизировать поступления государству с каждого барреля нефти путем увеличения фискальной нагрузки или посредством поддержания квот на добычу, чтобы повысить цены на нефть; с другой стороны - она ориентировалась на увеличение производства в надежде на создание роста в других отраслях экономики.

Можно утверждать, что это пока еще нерешенная дихотомия, лежащая в основе «стратегических качелей», которыми можно охарактеризовать стратегию Венесуэлы в нефтяной отрасли за последние пятнадцать лет.

В 1970 году Венесуэла достигла пика добычи при производстве почти 3,8 млн. барр./день из подготовленных запасов в размере 14 млрд. барр. К 1988 году уровни добычи упали почти на 1,5 млн. барр./день и запасы повысились почти на 59 млрд. барр. В тот же самый период Саудовская Аравия увеличила свое производство с 3,8 млн. барр./день до 5,1 млн. барр./день (прохождение пика почти в 10 млн. барр./день в 1980 году), а ее

запасы возросли со 141 млрд. барр. до 255 млрд. барр. (ОПЕК, Годовой Статистический Бюллетень, 2005 год).

Сегодня запасы Венесуэлы составляют 297,61 млрд. барр. Однако, уровень добычи колеблется от 2,5 до 3,1 млн. барр./день (по разным источникам); и это еще далеко от того уровня добычи, который может позволить сырьевая база Венесуэлы.

Возникает вопрос, имеет ли Венесуэла долгосрочную стратегию в нефтяной промышленности?

Когда нынешнее правительство Венесуэлы пришло к власти в 1999 году, венесуэльская нефтедобывающая промышленность резко изменилась. Производственные мощности были на уровне 3,1 млн. барр./день, а запасы повысились до 77 млрд. барр. Однако, государственная нефтяная компания Венесуэлы PDVSA, ранее занимавшаяся только разведкой на территории Венесуэлы, стала одной из крупнейших международных корпораций с существенным присутствием в секторе «downstream» на рынках США и Северной Европы, а также планирующая выйти на рынки Латинской Америки и Азии.

Кроме того, как следствие изменения в ее инвестиционной стратегии, Венесуэле удалось вновь привлечь иностранные инвестиции на основе проведения политики открытия нефтедобывающей промышленности (так называемой «Apertura Petrolera») посредством структурирования различных бизнес-возможностей в секторе «upstream». Данная стратегия была пересмотрена, исходя из более широкого видения перспектив роста сырьевой базы и возможностей сбыта добываемой нефти в Азии и Южной Америке, трансформируясь, тем самым, в более агрессивный план роста производства и нефтепереработки в Венесуэле и за рубежом.

Несмотря на провозглашенное правительством присоединение к ускоренному плану развития («Siembra Petrolera», 2006 год), впрочем,

похожему на тот, что преследовали предыдущие администрации, можно предположить, что реальной стратегической целью в управлении нефтяной отраслью является краткосрочная максимизация нефтяной ренты с целью увеличения налоговых поступлений в государственный бюджет. Как мы увидим далее, это было осуществлено с расчетом на экономическую эффективность и долгосрочную устойчивость развития.

Принятую стратегию можно охарактеризовать в соответствии со следующими тремя этапами:

- поддержание производственных квоты с целью сохранения высоких цен на нефть;

- установление усиленного политического контроля за нефтедобывающей промышленностью;

- использование нефти и нефтяных доходов, в качестве политического оружия (на национальном и международном уровнях).

Квоты ОПЕК

Квоты ОПЕК всегда были трудными и экономически болезненными для венесуэльской нефтедобывающей промышленности. Это было связано с низкой производительностью и относительно высокой стоимостью производства углеводородов, и, в частности, было результатом сложных отношений между нефтедобывающей промышленностью и остальной частью экономики (добыча газа и производство электроэнергии, социальная сфера, маркетинговые стратегии, сектор «downstream», и т.д.).

С 1999 года венесуэльское правительство следовало стратегии ОПЕК, и было вознаграждено увеличением цен на нефть, которые правительство Венесуэлы рассматривает в качестве защитного механизма в проведении политических мер.

Но из-за ограничений, упомянутых выше, Венесуэла, по-видимому идет своим путем и стоит некоторым особняком в структуре ОПЕК. В 1998

году производство нефти ОПЕК составило 27,37 млн. барр./день, из которых доля Венесуэлы составила 3,12 млн. барр./день. В 2005 году производство ОПЕК увеличилось до 30,67 млн. барр./день, из которых доля Венесуэлы все еще составляла 3,12 млн. барр./день (согласно официальной статистике). Исходя из принципа «животноводческого хозяйства» Оруэлла: «Все животные равны, но некоторые животные более равны, чем другие».

Политический контроль

Начиная с национализации 1975 года, политические деятели Венесуэлы характеризовали РОУ8А как слишком независимую и трудно управляемую компанию. Выражение «государство в государстве» часто использовалось всеми сторонами политического спектра. После того, как политический кризис 2002-2003 г.г. привел к увольнению больше чем 20000 сотрудников (включая почти все управление), РБУ8А потеряла свою независимость в результате реорганизации нефтяной отрасли страны.

Наиболее ярким примером утраты этой независимости является то, что министр энергетики и нефти является теперь представителем государства-акционера и исполнительного директора корпорации. Сама по себе эта структура не очень сильно отличается от других государственных корпораций ОПЕК (например, Кувейта и Катара). Это, однако, представляет резкое изменение традиционных механизмов баланса и контроля.

Наиболее значительным направлением нового политического контроля в отрасли является «новая национализация» нефтедобывающей промышленности, осуществляемая с 2005 года. Суть ее состоит в пересмотре всех прежних договоров, которые РБУБА заключила в 90-е г.г. с частными, а также с национальными и международными нефтяными компаниями.

Правительство использовало в своих интересах этот шаг для извлечения политического капитала, на основе политики «ресурсного национализма». Конечным результатом этой политики, было неприятие

частными зарубежными компаниями условий, предлагаемых правительством в качестве платы за возможность осуществлять свою деятельность на очень перспективных нефтяных месторождениях Венесуэлы, несмотря на неблагоприятный инвестиционный климат и снижение производственных мощностей.

Распределение контрактов было изменено в свете новых реалий рынка: Венесуэла при заключении новых соглашений стала отдавать предпочтения компаниям «дружественных» стран (Китаю, России, Бразилии); однако, частные компании все еще играют важную роль в нефтедобывающей промышленности Венесуэлы.

Нефть, как геополитическое оружие

Венесуэла не является исключением в плане использования своих нефтяных ресурсов в геополитических интересах региона. Нынешнее правительство, однако, возвело данную политику на новый уровень - как на внутри страны, так и на международной арене. Обещания поставлять газ, нефть и нефтепродукты по льготным ценам или на льготных условиях финансирования (не говоря уже о прямом кредитовании) привлекли большой интерес многих стран - как в пределах региона геополитической деятельности Венесуэлы, так и за его пределами.

Несмотря на то, что большинство обещаний вряд ли будут выполнены, (связанные, например, с финансированием амбициозных инфраструктурных проектов, таких как нефтеперерабатывающие заводы в Южной и Центральной Америке, газопровод через леса Амазонки и большое число других проектов), это не мешает упомянутой стратегии быть геополитически эффективной - к огорчению традиционных лидеров региона, какими являются США, Мексика и Бразилия.

Однако, у рассматриваемой стратегии есть один существенный недостаток - все зависит от возможностей Венесуэлы трансформировать свои ресурсы в долгосрочную жизнеспособную производственную

программу. Для успешного решения этой задачи правительство Венесуэлы должно найти новые механизмы взаимоотношений между нефтегазовыми ресурсами и благосостоянием, контролем за их использованием и государственным участием, жесткой контактной политикой и формированием альянсов, партнерств и совместных предприятий.

1.4. Законодательные аспекты недропользования

1.4.1. Краткий исторический экскурс

В Венесуэле отношение государства к участию иностранных компаний в секторе поисков, разведки и добычи нефти постепенно менялось от полного неприятия, как это было при введении в действие бесконцессионной политики в 1959 году и национализации в 1975 году, до вынужденного одобрения, хотя и с определенными ограничениями. Существенные изменения в отношениях с зарубежными компаниями происходили в 2000, 2001 и 2006 г.г.

Вся деятельность в области нефтегазовой промышленности страны регулируется и координируется Министерством энергетики и нефти Венесуэлы. Главным исполнителем всех связанных с нефтью работ (от поисков до переработки и реализации), а также представителем государства во взаимоотношениях с зарубежными компаниями является государственная нефтяная компания Petroleos de Venezuela SA (PDVSA).

До революции 1975 года основным законом, определяющим порядок и правила поисков, разведки, добычи и транспортировки нефти и газа в стране был Закон об Углеводородах 1943 года. В дальнейшем в связи с принятием 29 августа 1975 года новой Конституции в этот закон были внесены поправки и дополнения, в соответствии с которыми нефть и газ в недрах, вся нефтегазовая промышленность и права на продажу углеводородов стали

принадлежать государству [98]. 31 декабря 1975 года вступил в силу Закон о Национализации Промышленности Венесуэлы.

По Конституции 1975 года соглашения с частными организациями могут заключаться «в особых случаях и когда это согласуется с общественными интересами» (Статья 5). В соответствии с этой статьей Конституции государственной компанией PDVSA были приглашены частные иностранные компании для проведения работ в Венесуэле.

Другими важными законами являются Закон о подоходном налоге от 1978 года (с дополнениями), который определяет размеры налогообложения на нефть и Декреты Президента № 268 и 326 от июля 1994 года, Декрет № 714 от 1995 года, относящиеся к регулированию валютных операций, и Закон об углеводородах от 13 ноября 2001 года [74].

В июне 2000 года были опубликованы новые положения, дополняющие Закон о Газе, в соответствии с которыми предусматривалось создание National Gas Entity - распорядительного органа в газовой промышленности. Этот новый регулятивный орган по замыслу должен находиться под управлением Министерства Энергетики и Нефти [80].

В 2001 году Министр энергетики Альваро Сильва представил Президенту Уго Чавесу окончательный проект Закона об Углеводородах [107]. Новый закон был призван заменить ранее действовавшие Закон об Углеводородах 1943 году и Закон о Национализации нефтяной промышленности 1975 года.

Согласно проекту нового Закона об Углеводородах иностранные компании должны выплачивать роялти в размере 30%, по сравнению с выплачиваемыми ранее 16,67%. Государственной компании по этому закону должно принадлежать более половины собственности по каждому проекту.

Однако по этому законопроекту предполагался более низкий уровень подоходного налога, чтобы, по крайней мере, частично возместить более

высокое роялти. Наиболее вероятной ставкой налога должна быть ставка в размере 34%. Это гораздо ниже, чем действовавшая ранее ставка в 67%.

Новый закон применим ко всем видам деятельности по разведке, разработке, переработке и транспортировке, связанным с нефтью и попутным газом, а также с получаемыми из них продуктами. В то же время он не применим к природному газу (не связанному с нефтью), для которого действует "закон о газообразных углеводородах". В проектах по разведке и разработке доля государственной компании должна составлять 51%. Роялти увеличивается с 16,67% до минимального значения в 30%, хотя и может быть сокращено до 20% для проектов по разработке истощенных месторождений или месторождений сверхтяжелой нефти в Поясе Ориноко, а для проектов, связанных с Orimulsion, роялти может составлять даже 16,67% [105].

В соответствии с новым законом подоходный налог снижен с 67,7% до 50%, но остальные налоги сохраняются. Так, остается Земельный Налог (Surface Tax), применимый к площадям, где не ведется разработка, который составит 100 налоговых единиц за один кв. км. При этом ежегодно он будет увеличиваться на 2% в течение первых 5 лет и на 5% - в последующие годы; Потребительский Налог составляет 10% от стоимости каждого кубометра продукции, полученного из углеводородов, добытых на площади контракта и израсходованных компанией; Общий Потребительский Налог определяется на 1 литр продукта, полученного из продаваемых в стране углеводородов, добытых на площади контракта. Общий Потребительский Налог может изменяться в пределах от 30 до 50% от цены, уплаченной конечным потребителем продукции. Продолжительность контракта - 35 лет с возможностью продления еще на 15 лет. В то же время новым Законом о Подоходном налоге (Income Tax Law) отмечалось, что налогом в размере 50% не будут облагаться проекты, связанные с тяжелой нефтью и ассоциативные соглашения.

13 ноября 2001 года Президент Венесуэлы Хьюго Чавес объявил о введении в силу 49 новых экономических законов. В их числе и закон, касающийся работы нефтяных компаний, который эксперты считают одним из самых сомнительных.

Национальная Ассамблея одобрила 21 контракт по созданию совместных предприятий (или смешанных компаний) между государственной нефтяной компанией PDVSA (CVP) и 17 нефтяными компаниями. Тем самым процесс трансформации сервисных соглашений в смешанные компании был завершен.

1.4.2. Соглашения об ассоциациях (совместных предприятиях)

Соглашение об Ассоциации является соглашением типа роялти/налоги. В соответствии с условиями соглашения PDVSA в случае коммерческого открытия и после одобрения плана разработки может получить долю в проекте. В таком случае PDVSA в лице одного из своих филиалов приобретает от 1 до 35% от общей стоимости проекта и возмещает контрактору соответствующую долю затрат на проведение разведочных работ, ограниченную стоимостью не буровых работ до дня открытия месторождения плюс стоимость скважин, пробуренных на площади, являющейся площадью разработки после открытия, и процент от шестимесячной ставки LIBOR плюс 1%. После этого компания должна будет финансировать соответствующую долю затрат на разработку, эксплуатационные расходы, роялти и PEG, пропорциональную своей доле в проекте, за исключением стоимости дополнительного разведочного бурения.

Основные условия Соглашения об Ассоциации сводятся к следующему:

1. Длительность разведочного периода составляет от 5 до 9 лет, после этого следует период добычи продолжительностью в 20 лет, с возможностью продления еще на 10 лет;

2. Максимальное значение роялти составляет 30%. В зависимости от планируемой нормы прибыли проекта и фактического ежегодного дохода на активы могут применяться более низкие значения роялти;

3. Бонус за получение прибыли (PEG) устанавливается в процессе переговоров, взимается до вычета налога на прибыль и может изменяться от 0 до 50%;

4. Подоходный налог устанавливается в размере 50%;

5. Ставка налога на инвестиции (ITC) составляет 8% от величины новых инвестиций, 4% на оговоренные в контракте затраты на разведку и добычу.

6. Ставка налога ограничена 2% от налогооблагаемого дохода.

В связи с изданием нового президентского закона приведенные условия соглашений сохранятся только для уже действующих договоров, но будут скорректированы для новых.

1.4.3. Сервисные контракты

PDVSA в 1991 году впервые пригласила компании принять участие во вторичной разработке истощающихся месторождений и месторождений, где добыча была прекращена, на условиях заключения Соглашения о Проведении Сервисных Работ (OSA). В ходе подготовки ко второму (1993 г.) и третьему (1997 г.) раундам предложений по вторичной разработке условия соглашений были усовершенствованы в феврале 1997 года. Самое последнее типовое соглашение OSA отличается от заключавшихся ранее: это соглашение также основано на сервисном контракте, но в нем изменена (по сравнению с предыдущими раундами) структура производимых выплат. Единая выплата на баррель нефти устанавливается в зависимости от дополнительной добычи, она покрывает капитальные и эксплуатационные затраты и обеспечивает нормальную прибыль контрактору. Было также введено новое условие, в соответствии с которым в том случае, если добыча

превышает общий установленный объем, контрактору выплачивается поощрительное вознаграждение.

1.4.4. Соглашения о совместных предприятиях по разработке месторождений тяжелой нефти

Основные условия Соглашений о совместных предприятиях включают следующее:

1. Участие государства устанавливается как «рабочий интерес» («working interest») и составляет от 50% и выше;

2. Продолжительность контракта связана с предполагаемым сроком действия проекта;

3. Размер роялти устанавливается в размере 30% и 20% для проектов по разработке тяжелой нефти;

4. Ставка корпоративного подоходного налога обычно устанавливается в размере 50% (до января 2002 года - 34%);

5. Ставка налога на инвестиции (ITC) составляет 8% на новые инвестиции, 4% на оговоренные в контракте затраты на разведку и добычу. Ставка ограничена 2% от налогооблагаемого дохода;

6. Налог на право разработки недр - до 33,33% максимум от стоимости добываемой сырой нефти;

7. Налог на доходы от прироста капитала - 50%;

8. Альтернативный минимальный налог - 50% от валовой прибыли.

19 августа 2005 года Министр энергетики и нефти и Президент национальной компании Р. Рамирез объявил о планах провести ревизию и сертификацию запасов тяжелой нефти Пояса Ориноко [108]. Четыре области Пояса Ориноко были разбиты на 27 блоков; тем самым был сформирован полигон для проведения тендеров на право доступа к нефтегазовым ресурсам Венесуэлы в новых правовых и фискальных условиях.

Заключение диссертации по теме «Мировая экономика», Халидов, Ибрагим Арбиевич

Заключение

Большие запасы углеводородов, а также возможность экспорта нефти на рынки юго-восточных штатов США, стимулировали начало разработки ранее не осваиваемых труднодоступных месторождений Пояса тяжелых нефтей Ориноко, опыт обустройства и реализации которых впоследствии будет интегрирован в аналогичные проекты на территории Российской Федерации.

Освоение месторождений Пояса тяжелых нефтей Ориноко в технологическом смысле - весьма сложный производственный процесс. Объем инвестиций в проект может составить порядка 25-30 млрд. долл. США со сроком разработки 40 лет. Такой большой объем инвестиционных ресурсов объясняется высокой вязкостью нефти месторождений, где будет осуществляться добыча. Сверхтяжелая нефть, добываемая совместным предприятием, потребует глубокой очистки для ее дальнейшего экспорта. Поэтому, при реализации проекта, одной из важнейших задач будет создание соответствующей инфраструктуры.

Основная цель ННК РФ, по данному проекту, по мнению автора, заключается не столько в получении прибыли, сколько в приобретении технологий работы с нетрадиционной нефтью, а также в наращивании запасов для увеличения капитализации компаний, входящих в ННК РФ.

Значительного роста добычи тяжелой и сверхтяжелой нефти в ближайшее десятилетие ожидать не стоит. Процесс внедрения на мировой рынок высоковязкой нефти сегодня преимущественно зависит от стран с не самым благоприятным инвестиционным климатом и достаточно жестким нефтяным законодательством, что отнюдь не привлекает инвесторов в высокорисковые проекты добычи. К таким странам относится и Россия.

Возможны два пути развития подобных проектов в России. Либо наши компании участвуют в международных проектах, теряют там миллионы долларов, но приобретают технологии, знания и квалифицированных специалистов, либо государство разрабатывает налоговое законодательство,

Т 7 ^ которое улучшит инвестиционный климат в стране. У каждого из этих путей есть свои преимущества и недостатки. Понятно, что приобретать технологии лучше в международных проектах, чем разрабатывать месторождения в России совместно с другими компаниями, отдавая им наши ресурсы.

Автор считает, что при реализации проектов такого типа, необходимо исходить из концепции технологической и технической зависимости участника совместного проекта - принимающей страны. Данная концепция подразумевает создание инфраструктуры, а также поставку всего спектра необходимого оборудования и материально-технических ценностей, необходимых для производственной деятельности: комплектующие материалы, инструменты, химикаты, машины и оборудование, оборудование связи, буровые и факельные установки и прочие необходимые материалы.

Практика, сложившаяся в Российской Федерации в проектах такого типа, убедительно показывает, что такая модель производственной деятельности дает преимущество иностранному долевому участнику.

При разработке и эксплуатации месторождений Пояса тяжелых нефтей Ориноко, ННК РФ как иностранному долевому участнику, необходимо поставлять все необходимое оборудование для производственной деятельности в проекте совместного предприятия, что приведет, в масштабах данного проекта, к большому объему заказов на поставку необходимого оборудования у российских сервисных компаний.

Выход российских ВИНК на мировые рынки нефти, в каком бы из регионов мира они не оперировали, усиливает необходимость проведения детального и глубоко эшелонированного зарубежного маркетинга, который неизбежно выдвигается на одну из ведущих позиций в системе управления эффективной экспортной нефтедобычей. Этот вывод подтверждает актуальность и экономическую целесообразность выполненных исследований.

Проведенные исследования позволили получить ряд новых результатов, наиболее важными из которых являются следующие:

1. На основе обобщения и анализа данных о разведанных запасах нефти, истории освоения месторождений, изучения имеющегося в регионе опыта транспортировки добытого сырья разработаны предложения, дополняющие и развивающие положения концепции освоения нефтяных месторождений Республики Венесуэла об экспортных направлениях поставки добываемого сырья и схеме освоения сырьевой базы.

2. Проведенный анализ технико-экономических характеристик технологий для разработки эффективной бизнес-модели экспорта экстратяжелой нефти показал, что несомненные преимущества имеет технология холодной добычи.

3. Выполнен анализ состава, основных свойств и качества нефти месторождений исследуемого региона (в сопоставлении с параметрами конкурентных сортов мирового рынка) и установлена корреляционная зависимость основных параметров, определяющая рыночную стоимость экспортируемой нефти региона исследований, развивающие ранее известные представления об особенностях ценообразования.

4. Изучена и проанализирована динамика цен на основные конкурентные сорта нефти и на их основе сделан прогноз перспективных цен на нефть впервые позиционируемого экспортного сорта нефти нового региона исследований.

5. Выполнены прогнозные расчеты экономической эффективности разработки месторождений Республики Венесуэла на основе предложенной методики расчета в условиях действующего лицензионного законодательства и в вероятном диапазоне мировых цен на нефть.

Список литературы диссертационного исследования кандидат экономических наук Халидов, Ибрагим Арбиевич, 2012 год

Литература

1. Арбатов A.A. Политика России в области природопользования и окружающей среды в свете вступления во Всемирную Торговую Организацию / Арбатов A.A., Тропко JI.A., Мухин A.B. - М.: Геоинформмарк. - 2001.

2. Бирман Г. Шмидт С. Экономический анализ инвестиционных проектов. Под редакцией Л.П. Белых. - М.: Изд. «ЮНИТИ», 1997. - С. 631.

3. Вествуд Дж. Маркетинговый план. СПб.: Питер, 2000. - С. 120.

4. Винд Порам (Джерри). Сегментирование рынка. В кн.: «Теория маркетинга», СПб.: Питер, 2002. - С. 257-290.

5. Гапошина Л.Г. Ценообразование в маркетинге. М.: Изд. «Маркетинг». - 2001. -С. 17.

6. Глушакова Г. План маркетинга: основные части // Практический маркетинг. -2000. -№3.- С. 5-7.

7. Голубков Е.П. Маркетинговые исследования: основные понятия и опыт проведения // Маркетинг в России и за рубежом. - 1997, сентябрь-октябрь -С. 31.

8. Григорьев М.Н. Развитие методических подходов к оценке качества нефти. «Технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти». Сб. научных трудов ВНИИНЕФТЬ. - 2002. - вып. 127 - С. 5-27.

9. Григорьев М.Н., Гудырин М.П. Создание электронного банка баланса запасов нефти, газа и конденсата ОАО «НК «Роснефть» с учетом доли ее участия в различных проектах. Сб. науч. тр. ОАО «НК «Роснефть», М.: ЦНИИЭнефтихим. - 2001. - С. 232-243.

10. Григорьев М.Н. Учет качества запасов нефти при оценке эффективности инвестиций // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №6. - С. 90-93.

11. Гужновский Л.П. Экономика разработки нефтяных месторождений. М.: Недра. - 1977.-С. 255.

12. Ермилов О.М., Миловидов К.Н., Чугунов J1.C., Ремизов В.В. Стратегия развития нефтегазовых компаний. Под ред. Р.И.Вяхирева. М.: Наука, 1998. -С. 623.

13. Иршинская Л.И. Оценка диверсификационных проектов нефтяной компании // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №3. - С. 19-21.

14. Калинин H.A. и др. Кадастр зарубежных стран, обладающих природными ресурсами нефти и газа. Л., Недра. - 1983.

15. Кольцова A.A., Кислова Ю.Е. Методика формирования экспортной стратегии предприятия // Маркетинг. - 2001. - №4. - С. 40-54.

16. Конопляник A.A. Основные виды и условия финансирования инвестиционных проектов в нефтегазодобывающей промышленнсоти. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2011.

17. Котлер Ф. Основы маркетинга. М.: 1990.

18. Котлер Ф. Маркетинг. Менеджмент. СПб.: 1998.

19. Котлер Ф. На пороге XXI столетия // Маркетолог. - 1999. - №1. - С. 5-7.

20. Котлер Ф. Маркетинг от А до Я. 80 концепций, которые должен знать каждый менеджер. СПб.: Изд. "Нева". - 2003. - С. 219.

21. Кратко И.Г. Формирование кросскультурной компетенции в сфере маркетинговых коммуникаций - залог успеха и предостережение от ошибок при входе на зарубежный рынок / Маркетинг и маркетинговые исследования. - 2002. - №6. - С. 31-42.

22. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений М.: Недра. - 2000. - С. 516.

23. Миловидов К.Н., Жермоленко В.И. Экономико-математическое моделирование освоения невоспроизводимых ресурсов нефти и газа. М.: ГАНГ им. Губкина. - 1990. - С. 70.

24. Миловидов К.Н., Коржубаев А. "Нефтегазообеспечение глобальной экономики". - 2006.

25. Медведев П.М. Зарубежные исследования эффективности экспорта // Маркетинг. - 2001. - №4. - С. 35-39.

26. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Официальное издание. Рук. авт. кол.: Косов В.В., Лившиц В.И., Шахназаров А.Г. М.: Экология. - 2000. - С. 421.

27. Назарова И.Н. Мильные камни маркетинга // Маркетинг. - 2002. - №5. - С. 20-25.

28. Норткотт Д. Принятие инвестиционных решений. М.: Изд. «ЮНИТИ». -1997.-С. 219.

29. Паньков B.C. Глобализация экономики: некоторые дискуссионные вопросы. -2008.

30. Перцовский Н.И., Спиридонов И.А., Барсукова C.B. Международный маркетинг. М.: Изд. «Высшая школа». - 2001. - С. 239.

31. Попов Е.В., Крючкова О.Н. Ценообразование: методы установления цен и их классификация // Маркетинг. - 2002. - №5. - С. 111-120.

32. Портер М. Международная конкуренция. Пер. с английского (под ред. В.Д. Щетинина). М.: Международные отношения. - 1993.

33. Портнов К. Эффективность экспортных маршрутов // Нефтегазовая вертикаль. - 2003. - №1. - С. 43-46.

34. Провкин И.Ю. Нужны ли нефтяным компаниям новые рынки сбыта // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №2. - С. 6-7.

35. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153-39-007-96 / Минтопэнерго. М.: ВНИИнефть. - 1996.

36. Российский маркетинг на пороге третьего тысячелетия. Практика крупнейших компаний. Под ред. A.A. Бравермана. - М.: Экономика. - 2001. -С. 422.

37. Субботин А.К. Границы рынка глобальных компаний. - 2004.

38. Телегина Е.А. Инвестиционная деятельность корпорации в нефтегазовом комплексе: Анализ и управление инвестициями в условиях формирующегося рынка. М.: ГАНГ. - 1996. - С. 207.

39. Теория маркетинга. Под редакцией Майкла Дж. Бейкера. СПб.: Изд. «Питер». -2002.-С. 462.

40. Толкачев М.В. Банк качества нефти, как объективный инструмент маркетинга // Ежемесячный бюллетень «Использование и охрана природных ресурсов в России». - 2003. - №4-5. - С. 45-48.

41. Толкачев М.В. Экономические проблемы экспорта нефти месторождений нефти шельфа и прибрежных участков Печорского моря: Дисс. Толкачева М.В. к-та эконом, наук. - М.: 2003.

42. Уинсли Робин. Маркетинговая стратегия. В кн.: «Теория маркетинга». -СПб.: Пионер. - 2002. - С. 232-256.

43. Уолтер Ван Ватершут. Маркетинг-микс. В кн.: «Теория маркетинга». - СПб.: Питер. - 2002. - С. 304-323.

44. Халидов И.А. Выбор оптимальных вариантов реализации инвестиционного проекта // Нефть, газ и бизнес. - 2009. - №10. - С. 16-20.

45. Халидов И.А. Некоторые проблемы сотрудничества Российско-Американских совместных предприятий в нефтяных проектах // Нефть, газ и бизнес.-2010.-№01.-С. 53-56.

46. Халидов И.А. Преимущества реализации инвестиционных проектов в рамках совместного предприятия с крупнейшими международными нефтяными компаниями // VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»: Тезисы докладов. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010 г., С. 169-170.

47. Халидов И.А. Оптимизация подготовки управленческой отчетности путем внедрения автоматизированного бюджетного модуля // III Кустовая научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть»: Материалы конференции. Самара, ОАО «Самаранефтегаз», 2010 г.

48. Халидов И.А. Анализ нефтегазовой отрасли Венесуэлы // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2010. - №07. - С. 3543.

49. Халидов И.А., Миловидов К.Н. Метод оценки зависимости плотности и содержания серы в нефти при организации банка качества и расчетах компенсационных платежей для сырья, поступающего в магистральный трубопровод // I Российский нефтяной конгресс: Тезисы докладов. Москва, Центр международной торговли, 2011 г., С. 74-77.

50. Хиллер P.M., Чанг Э.К. Экономические основы маркетинга. В кн.: «Теория маркетинга». - СПб.: Питер. - 2002. - С. 98-129.

51. Хулей Т.Дж. Позиционирование. В кн.: «Теория маркетинга». - СПб.: Питер. -2002.-С. 291-303.

52. Шкардин В.Д., Сторхова С.А. Практические заметки о маркетинговой программе // Маркетинг и маркетинговые исследования. - 2002. - №5. - С. 34-47.

53. Шуркалин А.К. Мировая экономика: основы внешнеэкономической деятельности. Под редакцией Шуркалина А.К. М. - 2009.

54. Янковский A.M. Формирование ценовой политики предприятия// Маркетинг. - 2002. - №3. - С. 117-121.

55. AAPG Memoir 86. Global Resources Estimates from Total Petroleum Systems. Tulsa.-2005.

56. Aerated drilling proves its worth in Venezuelan reservoirs, World Oil, March. -2000.-P. 51-54.

57. Audemard F.E., N.Audemard, E Rodrigez and N.Jordan. Generation and migration of heavy oil from Guarico and southern Subbasins. AAPG Bull. - 1993. -v. 77.-P. 303.

58. Bockmeulen H. et al. Geology and geochemistry of Crude Oils, Bolivar Coastal Fields, Venezuela. AAPG Bull. - 1983. - №67. - P. 242-270.

59. Boesi T., Goddard D. A new geological model related of the distribution of hydrocarbon source rocks in the Falcon Basin. AAPG Memoir. -1991. - v. 48. - P. 303-319.

60. British Petroleum. Statistical Review of World Energy. -2011.

61. Brealy R., Mayers S. Principles of corporate finance. - 1997.

62. Bush J., Johnson D. International oil company financial management. - 2003.

63. Cateora Philip R. International Marketing. - Homewood, IL: Irwin. - 1993.

64. Chang T. Sincor to offer Zuata Sweet crude in 2002. OGJ. - 2001. - №7. - P. 5154.

65. Converse Paul D. The first decade of marketing literature // NATMA Bulletin Supplement. - 1933. - №11. - P. 1-4.

66. Craf C. Venezuelan Petroleum Potential Outlook AAPG Bull. - 1998. - №82. - P. 1919.

67. Croft G., Stauffer K. Venezuelan projects advance to develop word's largest heavy oil reserves. OGJ. - 1996. - №7. - P. 62-63

68. Culliton James W. "The Management of Marketing Costs". Andover, MA. The Andover Press ltd. - 1948.

69. Dean Loel. Managerial Economics, Englewood Cliffs, W.J. Prentice-Hall. - 1951.

70. Drucker Peter. The Practice of Management.- NY.: Harper and Row. - 1954.

71. Erlich R.N., Barrett S.F. Cenozoic plate tectonic history of the northern Venezuela-Trinidad area. Tectonics. - 1990. - v. 9. - P. 161-184.

72. Erlich R.N., Barrett S.F. Petroleum Geology of the Eastern Venezuela Foreland Basin. AAPG Memoir. - 1992.-v. 55.-P. 341-362.

73. Fullerton R. How modem is modem marketing? Marketing evolution and the myth of the production era // Journal of Marketing. - 1988. - v. 52. - P. 108-25.

74. Giusti L. Venezuela's energy opportunities (rest on political climate, new legislation). OGJ. -2001. -№1. - P. 56-59.

75. Hamaca's first heavy oil ships early. Hart's E&P. - 2007. - №1 vol. 75 is. 1. - P. 90.

76. Hotchkiss George Burton. Milestone of Marketing. New York: Macmillan. - 1938.

77. Investing in Venezuela. OGJ. - 2006. - №4. - P. 17.

78. Isea A. Geological Synthesis of Orinico Oil Belts, Eastern Venezuela. Jour. Petr. Geol. - 1987. - №10. - P. 135-147.

79. International Petroleum Encyclopedia. PennWell. - 2001-2007.

80. James K.H. The Venezuelan Hydrocarbon Habitat. Part 1. Journal of Petroleum Geology. - 2000. - №1 vol. 23 (1) - P. 5-53. Part 2. JPG. - 2000. - №4 vol. 23 (2).-P. 133-164.

81. Keith R.J. Marketing Revolution // Journal of Marketing. - 1960. - №24. - P. 358.

82. Kotier Philip. Marketing Management: Analysis, Planning and Control. Englewood Cliffs, NJ.- Prentice-Hall: 1967.

83. Levitt T. Marketing Utopia. Harvard Business Review. - 1960. - №07-08.

84. Masters et al. World Petroleum Assesment and Analysis WPC, Stavanger. - 1994.

85. Martinez A.R. The Orinoco Oil Belt, Venezuela. Jour. Petr. Geol. - 1987. - №10. -P. 125-134.

86. McCarthy E.J. Basic Marketing: "A Managerial Approach". Homewood, IL: Richard D. Irwin, Inc. - 1960.

87. Miller J. Tectonic trends in Sierra de Perija and adjacent parts of Venezuela and Colombia, AAPGBull. - 1962. -№46. - P. 1565-1595.

88. Millenium Energy Atlas. Petroleum Economist. - 1999.

89. Murany E.E. Tectonic basis for the Anaco fault. AAPG Bull. - 1972. - v. 42. - P. 601-640.

90. Parnaud F. Stratigraphie Synthesis of Western Venezuela. AAPG Memoir. - 1995. -v. 62.-P. 681-698.

91. Parnaud F. etc. Petroleum Geology of the Central Part of the Eastern Venezuelan Basin. AAPG Memoir. - 1995. - v. 62. - P.741-756.

92. Petroleum Basins of South America. AAPG Memoir 62. - 1995.

93. Producers eye new hydrocarbon law. Hart's E&P. - 2001. - №11 vol. 74 is. 11.-P. 100.

94. Riva J.P. Exploration opportunities in Latin America. PennWell. - 1992.

95. Robertson G. et al. Geological reality altered Cerro Negro, OGJ. - 2001. - №1 -P. 37-43.

96. Rodriguez A. Venezuelan government points to in-depth oil policy changes OGJ. -2000,-№4.-P. 25-30.

97. Talukdar S., F. Marcano. Petroleum systems of the Maracaibo Basin. AAPG Memoir 60. - 1994. P. - 463-481.

98. Smith J.E. Basement reservoir of La Paz-Mara oil fields. W.Venezuela. AAPG Bull. - 1956. - v. 40. - P. 380-387.

99. Tedlow Richard S. and Jones Geoffrey (eds.). The Rise and Fall of Mass Marketing. London: Routledge. - 1993.

100. Vass U.R. Venezuela's new constitution gives rise to new legal issues on oil, gas investment. OGJ. - 2000. - №4. - P. 27-32.

101. Venezuela aims for competitive edge. Operators Balk at Venezuela hydrocarbon law. Hart's E&P.-2001.-№12 vol. 74 is. 12.-P. 84.

102. Vega A., Rojas I. Exploration and Evalution of the Zuata area, Orinoco Oil Belt, Venezuela. Jour. Petr. Geol. - 1987. - №10. - P. 163-176.

103. Venezuela to explore marine basins for gas, lighter crudes. OGJ. - 2001. - №9. -P. 37.

104. U.S. Geological Survey, World Petroleum Assesment 2000. Energy Assesment Team.

105. Warkins E. Chavez unveils a new whopper. OGJ. - 2007. - №10. - P. 24-25.

106. Wertheim P.H. Venezuela to nationalize Orinoco oil operations. OGJ. - 2007. -№1. - P. 41.

107. Wilkinson S. New Venezuelan hydrocarbons law struggles forward. World Oil. -2001.-№10.-P. 35.