Важным компонентом отраслевой инвестиционной привлекательности следует считать издержки добычи на эксплуатируемых в России месторождениях в сравнении с издержками в других странах.
Президент НК «ЛУКойл» В. Алекперов на заседании «Круглого стола» 11-12 декабря 2001 г. сообщил, что издержки добычи нефти в России находятся на уровне 4 - 8 долл. за барр. против 2 долл. в странах Персидского залива, 6 долл. в Африке, 8 долл. в Южной Америке и США, 10 долл. в Северном море. В 6 долл. за барр. оценивает производственные затраты по добыче нефти в России президент НК «ЮКОС» С. Кукес, а В.П. Орлов считает, что расходы на разведку, освоение и добычу российской нефти составляют 5,5 - 8 долл. за барр. Менее чем в 10 долл. за барр. оценивают издержки добычи в России иностранные эксперты (табл. 5).
Таблица 5
Издержки добычи нефти (долл. за барр.)
| Регион | менее 2 | менее 5 | менее 10 | более 10 |
| Страны ОПЕК | Ирак Иран Кувейт Саудовская Аравия | Абу-Даби (отдельные месторождения) Венесуэла Ливия | Абу-Даби (отдельные месторождения) Индонезия Нигерия | Абу-Даби (отдельные месторождения) |
| Страны, не входящие в ОПЕК | Малайзия Мексика Оман | штат Аляска (месторождение Hopc-Слоуп) Россия | Габон Египет Северное море США |
* IEA Oil, Gas and Coal. Supply Outlook. Paris. 1995. P. 63.
Таким образом, даже в современных условиях издержки добычи нефти в России находятся на уровне издержек в таких странах - членах ОПЕК, как Нигерия, Индонезия, отдельные месторождения Абу-Даби, а также штат Аляска. Издержки в России ниже, чем на месторождениях в Египте, США и Северном море. Можно предположить, что средний уровень издержек добычи на месторождениях в России в период 2000 - 2020 гг. и в более отдаленной перспективе, когда развернется реализация проектов, начатых в первые годы XXI века, окажется, сравнительно с другими странами и регионами, еще более благоприятным для инвесторов. Это объясняется тем, что в нефтегазовой промышленности, так же как и в других отраслях, связанных с использованием земли как объекта хозяйствования, себестоимость добываемых ресурсов тяготеет к общественным затратам, складывающимся на худших по местоположению и менее богатых месторождениях полезных ископаемых. В нашем случае в новых условиях начала века такими месторождениями будут нетрадиционные месторождения с исключительно высокими по сегодняшним меркам издержками добычи. «Цена производства на наихудшей земле всегда является регулирующей рыночной ценой», - отмечал К. Маркс.
Привлекательность инвестирования в российскую нефтедобычу вряд ли понизится в связи с предстоящим освоением ряда новых нефтяных месторождений в районе Каспийского моря такими странами, как Азербайджан, Казахстан и Туркменистан.
Во-первых, это освоение потребует уже сейчас крупных капиталовложений. По подсчетам А. Конопляника и А. Лобжанидзе, авторов изданной в 1998 г. книги «Каспийская нефть на евразийском перекрестке», для освоения нефтяных месторождений нового региона может потребоваться около 90 млрд. долл. в год, или 900 млрд. долл. за весь период инвестиционного цикла, который оценивается примерно в 10 лет. Авторы исследования обоснованно утверждают, что суммарные доказанные запасы нефти каспийского региона не превышают 3% мировых, а финансовые затраты на их разработку составят как минимум 8 - 10% прогнозируемых мировых капиталовложений в разведку и добычу нефти. Оптимизация рисков финансирования потребует примерно паритетного уровня этих двух показателей, и потому маловероятно, что все намечаемые проекты освоения углеводородного потенциала региона смогут быть профинансированы в полном объеме.
Следует уточнить, что положение может измениться, если будут задействованы политические мотивы для необходимости финансирования региона, который может явиться альтернативным источником нефти для стран ОЭСР, особенно в случае каких-либо политических сбоев в отношениях со странами ОПЕК. В любом случае каспийская проблема усилит накал конкурентной борьбы за инвестиции на мировом рынке капиталов.
Во-вторых, Россия сама располагает значительными потенциальными месторождениями в северных районах Каспия, что открывает возможности для иностранного и отечественного капитала принять участие в их освоении. Первые открытия нефти НК «ЛУКойл» в Северном Каспии сулят благоприятные перспективы. В 2000 г. «ЛУКойл», «ЮКОС» и «Газпром» создали совместное предприятие по разработке российской части шельфа Каспия.
Высоким потенциалом инвестиционной привлекательности обладает ОАО «Газпром», являющееся, по оценке западных экспертов, самой инвестиционно-привлекательной и наиболее защищенной от политических рисков компанией России. Во-первых, по оценке американского аудитора «De Goller and Mac Notton», чистый дисконтированный доход при реализации 50% запасов компании сегодня может быть оценен более чем в 48 млрд. долл. Во-вторых, рентабельность добычи газа, рассчитанная на основе продуктивности скважин, существенно выше, чем в нефтяной отрасли. По мнению «Dutch Morgan Greenfield», по продуктивности скважин «Газпром» занимает второе место среди крупнейших энергетических компаний мира. В-третьих, инвесторы смогут участвовать в реализации конкретных проектов, направленных на прирост ресурсной базы, развитие транспортной системы и повышение экспортного потенциала в целом, что является залогом будущего роста доходов инвесторов. И, наконец, «Газпром» надежно защищен от российских политических рисков, поскольку подавляющая часть привлекаемых им займов и кредитов обеспечена выручкой от экспортных контрактов с первоклассными западноевропейскими покупателями. Портфель экспортных контрактов «Газпрома» предусматривает поставку 2666 млрд. м3 газа в Европу, что по текущим мировым ценам составляет около 195 млрд. долл.
Высокой инвестиционной привлекательностью обладают компании «ЛУКойл», «ЮКОС», «Сибнефть» и другие вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК).
Весьма привлекательной для инвесторов может оказаться необходимость крупномасштабного обновления изношенного и устаревшего производственного оборудования, используемого в ТЭК России. В современных условиях постоянное обновление основного капитала выступает важнейшим фактором снижения издержек добычи и повышения конкурентоспособности нефтяной и газовой промышленности. О масштабах выигрыша от использования этого фактора наглядно свидетельствует пример из истории американской нефтяной промышленности, которой удалось за период 1981 - 1996 гг. снизить издержки добычи нефти за счет внедрения технологических новшеств на 50% на суше и на 80% при разработке морских месторождений. Характерно, что Министерство энергетики США в своих расчетах на длительную перспективу закладывает норматив снижения издержек добычи в результате применения новых технологий не менее чем на 2% в год.
Российская нефтедобывающая промышленность на практике ощутила эффективность привлечения передовой технологии из-за рубежа. Начиная с 1993 г. отрасль получала оборудование в рамках так называемых реабилитационных нефтяных займов - связанных кредитов, предоставленных международными финансовыми организациями (МБРР, ЕБРР, «Эксимбанком» США и др.). Так, только МБРР предоставил России два нефтяных займа на общую сумму 1110 млн. долл. Благодаря применению новых технологий и оборудования (гидроразрыв пласта, горизонтальное бурение, высокопроизводительные погружные насосы и др.), поступившего в 1994 - 1996 гг., удалось, по мнению президента Союза нефтегазопромышленников России В. Медведева, удержать добычу нефти в России на уровне около 300 млн. т в год. Однако на сегодня эти кредиты уже исчерпаны. Характерно, что в 1996 г., по оценке бывшего заместителя министра топлива и энергетики РФ В. Бушуева, из 6 млрд. долл., потраченных нефтяными компаниями на приобретение оборудования, 2/3 было израсходовано на импортные агрегаты.
Инвесторы могут рассчитывать на успех развития таких новейших технологий, как трехмерная сейсмика, подводное закачивание скважин, применение полупогруженных платформ, платформ на натяжных тросах, на внедрение компьютерной технологии и различной техники, широко применяемой международными нефтяными компаниями для снижения издержек добычи.
Большие возможности открываются для инвесторов в области модернизации нефтеперерабатывающей промышленности, в частности с целью доведения уровня выхода светлых нефтепродуктов до западных стандартов. Это связано с широким внедрением каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования остатков и т.д. Кроме этого, для улучшения качества готовой продукции потребуется внедрение современных технологий по каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке топлив для реактивных двигателей и дизельных топлив, изомеризации, алкилированию, производству высокооктановых добавок, современных катализаторов и др.
Важным направлением инвестирования капиталов станет строительство высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) средней и малой мощности в районах повышенного потребления нефтепродуктов и в отдаленных северных и восточных районах страны.