Энергетический комплекс страны (Норвегия)

Параллель 62° северной широты была выбрана Норвегией и Великобританией как предел делимитации Северного моря по национальным секторам, хотя с точки зрения морской картографии граница между Северным и Норвежским морями проходит по 61°северной широты. Этой границе Норвегия придала смысл разделительной линии и в ресурсной политике страны. Выше 62° северной широты право на поисково-разведочные и эксплуатационные работы на норвежском шельфе до 2002 г. предоставлялось только норвежским компаниям, хотя на условиях сотрудничества иностранные компании привлекались. В Норвегии действовали три компании — участники высокоширотных разработок: “Статойл” — полностью государственная компания, “Норск Гидро” — во владении государства 51% акций, “Сага Петролиум” — консорциум из 80 небольших частных норвежских компаний.
Запасы нефти и газа в норвежском секторе Северного моря обеспечивали нормальное развитие отрасли, что не требовало немедленной экспансии в более северные районы. Районы Северного Ледовитого океана, Баренцова моря практически законсервированы до настоящего времени. Разумно и обоснованно избранная ресурсная стратегия страны направлена на использование нефти и газа в качестве долговременной и устойчивой экспортной базы нормального развития государства. Развивая обеспечивающие производства, строительные мощности, инфраструктуру, сопутствующие отрасли, Норвегия получает мультипликационный эффект промышленного развития и занятости, а не только 30-40 тыс. рабочих мест непосредственно в морской добыче и деньги от продажи сырой нефти и природного газа. В этом плане очень показательны, например, такие цифры.
При взвешенной экономической политике мультипликационный эффект способствовал решению не одной какой-то безусловно важной задачи, но комплекса задач, а именно:
• успешному формированию бюджета страны с безусловным положительным сальдо;
формированию резервного фонда, имеющего исключительно важное значение для небольшого северного государства;
постоянному инновационному обновлению отраслей и сохранению ими реальных конкурентных преимуществ;
серьезному увеличению рабочих мест и минимизации безработицы;
развитию диверсифицированного экспорта и получению бизнесом страны суммарного денежного эффекта.
Эти выводы, сделанные нами, подтверждаются следующими данными. К концу 2010-х гг. экспорт Норвегии составлял 40% ВНП, наполовину зависел от экспорта нефти и газа и на 14% — от экспорта машин и оборудования. Объемы капитальных вложений в морской промышленный комплекс страны постоянно растут из внутренних норвежских источников, причем опережающе. В настоящее время решаются вопросы развития нефтехимической и газохимической отраслей и газообеспечения Швеции. Эта задача требует увеличения поставок нефти на норвежское побережье, что, в свою очередь, вызывает необходимость строительства новых нефтепроводов, например, от месторождения Озеберг к г. Стуре, от месторождения Тролл — в города Коллснес и Монгстад. Газ, поставляемый в Норвегию, кроме газохимического производства, планируется использовать при выработке электроэнергии, в настоящее время практически полностью (99% в 1988 г.) вырабатываемой гидроэлектростанциями. Реализовано строительство теплоэлектростанций (ТЭС) на газе.
Ввод в эксплуатацию ТЭС, в свою очередь, связан с переориентацией добывающих компаний на новые производства и изменением структуры производства и потребления энергии в стране, размещением новых производств в центральных и северных районах.
Стратегические планы развития нефтегазовой промышленности и всего ТЭКа страны все более зависят от трех крупнейших нефтегазовых компаний, отражающих три формы собственности: государственную — “Статойл”, смешанную (51% у государства — “Норск Гидро”) и частную — “Сага Петролиум”. “Норск Гидро” является одной из старейших компаний страны, образованной в год получения Норвегией государственности (1905). Эта широко и глубоко диверсифицированная компания, наряду с производством и переработкой сырой нефти и природного газа, занимается алюминиевой промышленностью, агропромышленностью и энергетикой (доля занятости энергетикой составляет порядка 10% от общей продукции страны). Крупнейший холдинг “Статойл” постепенно сокращает свою долю участия в разработках и добыче. В целом холдинг участвовал в 150 месторождениях и обеспечивал 40% общей добычи нефти и газа. После 2000 г. в новых лицензиях его доля сократилась до 15%. Правительство мотивирует это решение тем, что нефтегазовая отрасль, продвигаясь все дальше на север, в труднодоступные регионы, требует увеличения производственных издержек и привлечения крупного иностранного капитала. В 1985 г. был создан SDFI (State’s Direct Financial Interest) — финансовый фонд прямого участия государства в нефтяных операциях. Эта мера увеличила поступления в бюджет и перевела “Статойл” из владельца ресурсов в управляющего. В 2001 г. парламент утвердил план продажи 10-25% компании “Статойл” частным инвесторам, а 15% SDFI — “Статойлу”. В 2002 г. 6,5% SDFI продают компании “Норск Гидро” и восьми другим операторам. Оставшиеся 78,5% SDFI реорганизованы в новую компанию “Петоро”, ставшую пятой крупнейшей в мире компанией по добыче нефти и газа (70 млн. тэ.н. в год).
В 2017 году объёмы добычи нефти и других жидких углеводородов в Норвегии составляли 1,9 млн баррелей день (б/д), что на 3 % больше, чем в 2014 году. Добыча нефти в Норвегии постепенно снижалась с 2001 года по мере выработки месторождений, хотя в 2017 году добыча была на 3 % выше, чем в предыдущем. Норвежский нефтяной директорат ожидает продолжения постепенного снижения добычи нефти в течение нескольких следующих лет. Крупнейшими месторождениями нефти и газоконденсата в Норвегии в 2014 году были Troll (126 тыс. б/д), Ekofisk (117 тыс. б/д) и Snorre (97 тыс. б/д). Месторождения Troll и Ekofisk находятся в норвежской части Северного моря, где в настоящее время и добывается основная часть норвежской нефти. Месторождение Snorre расположено немного севернее, в южной части Норвежского моря.
Общий объём вложений в нефтегазовую отрасль снижается в ответ на снижение цен на нефть. Кроме того, средства перенаправляются на закрытие и вывоз оборудования с освоенных месторождений, а также на другие цели вместо разведки и разработки новых месторождений. Общие вложения в добычу нефти и газа и их перекачку по трубопроводам в 2017 году составили 214 млрд норвежских крон (33 млрд долларов США), что на 2 млрд крон больше, чем в 2016 году. Однако в долларовом выражении вложения в 2017 году сократились приблизительно на 6 % по сравнению с 2016 годом. На август 2018 года общий объём вложений с начала года по сравнению с 2017 годом в пересчёте на норвежские кроны сократился приблизительно на 10 %. Затраты на разведку и разработку месторождений в первой половине 2017 года оказались на 18 % меньше по сравнению с первой половиной 2016 года, в то время как затраты на закрытие и вывоз оборудования увеличились более чем на 70 %.