Андреев О.А., Профессор филиала Балтийского института экологии, политики и права, Баренц центр социальных исследований, Мурманск 

Витрюк О.А., Директор кадрового консалтингового агентства «Андреев и партнёры»

Спиес Маттиас, Научный сотрудник университета Йоенсуу (Финляндия)

Нефтегазовая промышленность Норвегии: от зарождения до мирового уровня

После того, как в 1958 году вблизи города Гронинген в Нидерландах было открыто огромное газовое месторождение, соседние страны стали надеяться на аналогичные открытия на своих территориях. Геологические структуры региона Северного моря подкрепляли такие надежды, так как они были похожи на газоносную провинцию Гронингена.

В то же самое время западные страны столкнулись с возрастающей энергетической зависимостью от арабских стран ближнего Востока. Шаг за шагом эта зависимость становилась слишком определяющей, особенно для власть имущих Запада. В 1956 году разразился мировой нефтяной кризис, когда Египет провозгласил контроль над Суэцким каналом, а затем перекрыл доставку нефти танкерами. Зависимость от черного золота была осознана моментально. Именно с этого времени начались интенсивные поиски альтернативных нефтяных месторождений по всему миру.

В конце 1950-х годов Норвегия также стала заботиться о своих ресурсах. В целом это делалось спокойно, так как очень немногие верили в возможные запасы нефти и газа на шельфе Северного моря (Holt-Jensen 1996, 213). Тем не менее, Норвегия предъявила свои права на прилегающие морские территории, а затем провозгласила свой суверенитет над ними, исходя из Женевской конвенции 1958 года (OLF 1993, 6).

Правительство Норвегии особенно активизировало свою деятельность, потому что двумя годами ранее американская нефтяная фирма «Филлипс Петролеум Компани» запросила исключительные права на исследование и разработку месторождений в норвежских территориальных водах. Но время переговорам о лицензиях ещё не пришло. Только в 1965 году были выданы первые лицензии.

Норвежское правительство не удовлетворило желание «Филлипс» на исключительные права и континентальный шельф был открыт для всех стабильно работающих компаний. Кроме «Филлипс Петролеум» заявки подали «Амоко», «Эссо», Амерада», «Элф», «Шелл», «Тотал» и другие компании. В общей сложности было выдано 22 лицензии на исследования в южной части Северного моря. Первые скважины были пробурены в 1966 году. Потребовалось более трёх лет, прежде чем было найдено рентабельное месторождение. Многие конкуренты приостановили свои научные изыскания, но в конце 1969 года всё та же компания «Филлипс» открыла большое и много обещающее месторождение «Екофиск». В 1971 году началась промышленная добыча нефти. «Нефтяной век» стартовал в Норвегии.
Норвежские законодатели с самого начала стали уделять особое внимание нефтегазовой отрасли. Они признали, что значение этой отрасли настолько значимо для всего норвежского общества, что её нельзя отдавать только в руки частных компаний. По этой причине в 1972 году были созданы государственная нефтяная компания «Статойл» и государственный орган управления нефтяным бизнесом - Норвежский нефтяной Директорат (Norwegian Petroleum Directorate). Более того, парламент Норвегии принял принципиальное решение выделять компании «Статойл» не менее 50 процентов всех будущих лицензий. Таким образом, государство гарантировало своё сильное влияние и контроль в нефтегазовом секторе.

Политические и военные события на ближнем Востоке, из-за которых происходил значительный рост мировых цен на нефть, стимулировали дальнейшее развитие норвежской нефтяной промышленности. Два нефтяных кризиса 1973-1974 годов и 1978 года подняли цену на нефть с 3 долларов США за баррель до 34 долларов США за баррель. Высокая мировая цена на нефть стимулировала интенсификацию исследований и разработки шельфа Северного моря. Вложенные инвестиции в такое высоко затратное дело уже могли быстро окупиться. В результате нефтяная промышленность Норвегии начала стремительно развиваться.

1970-1980 годы были ознаменованы открытием и началом промышленной эксплуатации многих огромных нефтяных и газовых месторождений, таких как Статфьорд, Фригг, Осеберг и Гуллфакс. Некоторые из них были одними из крупнейших в мире. Первый трубопровод был построен также в этот период. Инвестиции в развитие норвежского континентального шельфа превышали доходы, к тому же правительство Норвегии стало брать с 1975 года экспортную пошлину за нефть и газ (Gibbs 1999, chapter 2).

Законодатели Норвегии продолжали играть активную роль в развитии нефтяного бизнеса. Парламент страны принял детальные правила для участников нефтяного бизнеса. Например, была установлена максимальная годовая добыча сырой нефти и природного газа. Были определены и правила согласования интересов различных участников бизнеса, которые привели к положительному развитию экономики и норвежского общества в целом. Особое внимание уделялось привлечению национальных кадров и возможностей для процветания бизнеса и роста благосостояния населения.

С 1985 года было учреждено ещё более прямое государственное участие в нефтяном бизнесе. Это было достигнуто введением новой системы государственного прямого финансового процента (State`s direct financial interest, SDFI=СДФИ), которая определяет участие государства в инвестициях и его долю в доходах. Доля норвежского государства закладывается в лицензиях компании «Статойл» и других корпораций.

1990-е годы характеризовались увеличением доходности от нефтегазового бизнеса, как для государства, так и частных компаний.

Все крупные месторождения, за исключением только площадок Слейпнер и Тролл, были уже в стадии полной эксплуатации. Впервые за короткую историю норвежского нефтяного века доходы превысили расходы. В тоже время, многие месторождения достигли своего максимума производства, так, например, площадки Екофиск, Статфьорд, Гуллфакс и Осеберг давали около 80 процентов норвежской нефти и газа.

Наиболее значимым новым месторождением в 1990-х годах была площадка Тролл. Размер запасов и производственные возможности были огромные, но это месторождение стало поворотным пунктом в развитии континентального шельфа Норвегии. Но это было последнее огромное по запасам гидрокарбонатов месторождение. После него стали разрабатываться значительно более меньшие по объёмам месторождения.

В 1990-е годы норвежская экономика была в очень хорошем состоянии благодаря минимальной зависимости нефтегазового сектора от заёмов и кредитов. Поэтому правительство предложило, а затем учредило «Нефтяной фонд», на счета которого стали аккумулироваться излишние денежные средства. С тех пор большие финансовые средства стали направляться на повышение благосостояния населения и особенно будущих поколений.

Современное состояние нефтегазовой отрасли Норвегии

В 2003 году насчитывалось в общей сложности 45 разрабатываемых нефтегазовых месторождений в норвежских территориальных водах.

Дополнительно к ним есть ещё 9 площадок с подтверждёнными запасами, но ещё не принятые к разработке. Все месторождения вместе давали 258 миллионов кубометров нефтяного эквивалента (н.э.) гидрокарбонатов, в том числе 193 млн. кубов н.э. сырой нефти и газового конденсата и 65 млн. кубов н.э. природного газа. В 2002 году добыча нефти немного снизилась, а добыча газа увеличилась на 22 процента.

В настоящее время Норвегия занимает 7 место среди ведущих нефтедобывающих стран мира с 4.3 % от мировой добычи. По экспорту нефти Норвегия находится на 3 месте после Саудовской Аравии и России. Норвежский экспорт природного газа составляет около 2 процентов от общемирового экспорта, почти 10 процентов от западноевропейского спроса. По экспорту газа Норвегия на 4 месте среди крупнейших стран-экспортёров. Кроме того, Норвегия является третьей страной в мире по экспорту природного газа по трубопроводам (NPD 2001).

По прогнозам добыча нефти в ближайшие годы будет стабильной, но в дальнейшем начнёт постепенно снижаться. Добыча газа, наоборот, благодаря огромным запасам будет существенно увеличиваться в этом десятилетии. Природный газ будет играть всё более возрастающую роль в экономике страны. Доля газа возрастёт с нынешних 25 процентов до 42 процентов к 2010 году (Olje- og Energidepartementet 2003, 39).

Суммарные запасы обнаруженных и предполагаемых месторождений гидрокарбонатов в Норвегии оцениваются в 13.7 миллиардов кубов нефтяного эквивалента. 3.5 миллиардов кубов уже добыто, что составляет 26 процентов от общих резервов. Следовательно, 10.2 миллиарда кубов находятся ещё в запасах. Но к этой цифре надо относиться осторожно ввиду большой вероятности ошибки в оценке предполагаемых геологических резервов месторождений.

Приведенные выше данные говорят о том, что Норвегия занимает значительное место, и она будет в дальнейшем играть важную роль в мировой торговле нефтепродуктами. Главными покупателями норвежской нефти являются Великобритания, Нидерланды и Франция.

Только около 16 процентов нефти страна использует в собственных нуждах (таблица 1).

В последние годы в Европе значительно возросло общее потребление природного газа. Одновременно возросло и значение Норвегии как одно из главных поставщиков. Основным покупателем является в настоящее время Германия, которая потребляет до 42 % норвежского газа. Франция, Нидерланды и Бельгия занимают последующие места (таблица 2).

Разведка новых нефтегазовых месторождений постоянно продолжается на континентальном шельфе Норвегии.

Так, в 2001 году было открыто 12, а в 2002 году 9 новых месторождений. Их запасы оцениваются 43-51 млн. кубов н.э. по сырой нефти и 25-32 млрд. кубов н.э. по природному газу. Следует отметить, что только 60 % норвежских территориальных вод открыты для исследовательских работ, а для лицензионной добычи всего лишь 9 % территории.

То есть континентальный шельф всё ещё имеет неразведанный потенциал для открытия новых запасов. Конечно, эти новые ожидаемые месторождения не будут такими же огромными, как первые. Наоборот, ожидаются открытия значительно более меньших по объёму месторождений, но в большом количестве. Всего же за 25 лет было открыто более 100 экономически рентабельных месторождений. Конец нефтяного века в Норвегии ещё не виден (Hagland 2000).

Большие ожидания в Норвегии связываются с постепенным перемещением научных разработок и промышленной эксплуатации на север.

Северное море по-прежнему способно давать высокую нефтедобычу, но ожидается достаточно мало открытий новых месторождений.

Прогнозы для Норвежского и особенно Баренцева морей намного позитивнее, да и исследованы они были значительно менее. Первая научная скважина была пробурена в Баренцевом море в 2000 году. Интересные нефте-геологические структуры были обнаружены, но большие глубины, трудности морского дна, недостаточная инфраструктура на суше усложняют эксплуатацию месторождений. Другим препятствием является большая удалённость от рынков сбыта, что предполагает необходимость дальних трубопроводов или доставки танкерами. Поэтому есть и другой альтернативный план получения из гидрокарбонатов Крайнего Севера на теплостанциях электричества, как это планируется в коммуне Мелкоя, которое находится недалеко от месторождения «Снохвит» (Statoil 2003).

Наиболее значимое месторождение на Севере, в Баренцевом море, называется Снохвит (Белоснежка). План развития этого месторождения, в конце концов, был утверждён в марте 2002 года, хотя открыто оно было ещё 1984 году. 18 лет ушло на решение различных геополитических, технических и прочих организационных вопросов.

Таблица 3. Ресурсы месторождений, находящихся в эксплуатации или имеющих утверждённые планы развития в млн. кубометров н.э. (NPD 2003).

В последние годы были внесены значительные изменения в практику прямого государственного участия в нефтегазовом бизнесе.

В 2001 году норвежский парламент изменил роль государства. Правительству было разрешено весной 2002 года продать 17 процентов СДФИ госкомпании «Статойл», а 6.5 процентов государственных акций другим компаниям. Кроме того компания «Статойл» была частично приватизирована, а её акции стали котироваться с июня 2001 года на биржах в Нью-Йорке и Осло. В общей сложности 18.2 процента акций государственной монополии были проданы в частные руки. Члены норвежского парламента также начали переговоры и консультации о возможности дальнейшего уменьшения государственного пакета до двух третей. Главная причина частичной приватизации заключается в предположении, что государство вместе с другими акционерами будет более эффективным образом решать вопросы возвращения инвестиций и повышения доходов, чем в полностью государственной фирме. На настоящий момент государству принадлежит 81.7 процентов акций, оно полностью контролирует принятие решений (Olje- og Energidepartementet 2003, 17).

Одновременно с частичной приватизацией компании "Статойл», было принято решение о создании двух новых государственных фирм.

Компания «Петоро» будет управлять государственными акциями в нефтяном бизнесе, а компания «Гасско» будет отвечать за транспортировку природного газа (там же, 18).

Основные нефтяные и газовые месторождения Норвегии

Ряд месторождений играли значительную роль в прошлые годы. Но сейчас они почти выработаны, следовательно, их значение быстро падает. К ним относятся площадки «Гуллфакс», «Осеберг», «Статфьорд» и другие. Наиболее выработано месторождение «Статфьорд», бывшее первоначально третьим по величине. К крупным площадкам по-прежнему относятся «Екофиск», «Тролл» и «Асгард». Самым перспективным считается уникальное месторождение «Снохвит», только начавшееся быстрыми темпами осваиваться на шельфе Баренцева моря с применением самых передовых инновационных технологий (таблица 3).

Кроме того, на континентальном шельфе имеется ряд месторождений, на которые вплоть до настоящего времени не разработаны планы технико-экономического освоения. Но эти месторождения могут быть использованы в дальней перспективе. Особенно это относится к площадке Ормен Ланге, запасы которой достаточно большие (таблица 4).

Таблица 4. Запасы неосвоенных месторождений в млн. кубометров н.э. (NPD 2003)

Месторождение «Екофиск»

Именно это месторождение было началом норвежского нефтяного века, оно находится в южной части норвежского континентального шельфа. Летом 1969 года компания «Филипс Петролеум» пробурила пробную скважину и обнаружила гигантские запасы в 300 километра к юго-западу от побережья Норвегии. Глубина моря в том месте составила всего 70 метров, что значительно облегчало успешное освоение залежей. «Екофиск» было долгое время основным источником добычи нефти. И важность этого месторождения сохраняется до сих пор.
Екофиск, первоначальные запасы которого составили 669 млн. кубов н.э., является в настоящее время вторым по величине месторождением на шельфе Норвегии после площадки Тролл. Екофиск работает с 1971 года, добывается на месторождении, в основном, сырая нефть. За более чем 30 лет эксплуатации добыто и продано 453 млн. кубов н.э. Первоначально добытая нефть перевозилась к берегу танкерами. Но в 1975 года была сдана в эксплуатацию сеть специально построенных трубопроводов. С тех пор нефть транспортируется по трубопроводу «Норпайп» в район Тиссайд в Англии, а природный газ по другому газопроводу передаётся на юг Северного моря в район города Эмден в Германии (Olje- og Energidepartementet 2001, 74).

Пик добычи был достигнут в 1980 году, когда добывалось 440 тысяч баррелей в день (1 нефтяной эквивалент = 6.29 баррелей). К настоящему времени добыча колеблется между 360 тысяч и 225 тысяч баррелей в день. Для освоения этого месторождения было вложено 8.4 миллиарда норвежских крон (1 евро = 8.56 норвежских кроны на 22 января 2004 года). На сегодняшний день в общей сложности было построено 29 платформ для обслуживания месторождения. В зону Екофиск входят площадки Екофиск, Елдфиск, Ембла и Тор. После завершения первой фазы эксплуатации месторождения многие сооружения подлежат постепенному демонтажу. Вторая фаза эксплуатации началась в 1998 году, она имеет производственную лицензию до 2028 года. Так как предполагается, что в запасах ещё осталось 216 миллионов кубов н.э. гидрокарбонатов. Не исключено, что лицензия может быть продлена в дальнейшем ещё раз (Anda 2001, 23).

Месторождение «Тролл»

Это месторождение находится в 80 километрах к северо-западу от города Бергена на 300 метровой глубине. Общая площадь составляет 750 кв. километров, состоит из двух частей Тролл Ост и Тролл Вест. Оно было открыто в 1979 году, план развития был принят в 1986 году. Пробные бурения в 1990 году подтвердили прибыльность проекта.

Первая фаза проекта началась в 1996 году с добычи газа на Тролл Ост, для чего было построено в море 470-метровое сооружение, соединённое системой трубопроводов и кабелей с перерабатывающим заводом в Коллснес. Это считается самым высоким сооружением в Европе и крупнейшим передвижным объектом в мире с уникальным инновационным оборудованием. Вторая фаза рассчитана на добычу нефти в Тролл Вест, который соединён нефтепроводом с перерабатывающим заводом в Монгстад. Третья фаза, начало которой ещё не определено, будет направлена снова на добычу газа.

Суммарные запасы месторождения оценивались 1612 миллионов кубов н.э. газа и нефти. За период эксплуатации добыто 257 миллионов кубов н.э., то есть ещё остались огромные запасы на многие годы. Стабильно работают трубопроводы. Газ с месторождения по трубопроводу «Зеепайп» транспортируется в местечко Зеебругге в Бельгии, по трубопроводам «Статпайп» и «Норпайп» в город Эмден в Германии, по трубопроводу «Франпайп» Дункерк во Франции.

В обустройство месторождения было вложено в общей сложности более 100 миллиардов норвежских крон. Такие инвестиции стали возможными благодаря заключению долгосрочных контрактов на поставки норвежского газа в европейские страны. Ещё в 1986 году газовые компании Германии, Франции, Голландии и Бельгии подписали с акционерами месторождения специальный контракт на поставки газа. Этот контракт является крупнейшим экономическим договором в истории Норвегии, он рассчитан до 2029 года, включает в себя обязательства как по развитию месторождения, так и по бесперебойным поставкам потребителям.

Рисунок 1. Система нефтяных и газовых трубопроводов Норвегии (Olje- og Energidepartementet 2003, 145)

Месторождение «Асгард»

Это одно из относительно новых месторождений, состоящее из трёх относительно малых площадок. Оно находится в 200 километрах от центральной части побережья Норвегии. Условия работы достаточно сложные, глубины колеблются от 240 до 310 метров, геологические структуры дна трудные для проходки. Для эксплуатации месторождения сооружена система плавучих буровых и других производственных подразделений.

Первоначальные резервы были оценены в 369 миллионов кубов н.э., добыто не более 46 миллионов кубов. Максимум суточной добычи ещё не достигнут, он планируется в 2007 году. Месторождение даёт 15 процентов от добычи газа в стране и 10 процентов от добычи сырой нефти. Добытый газ поступает сначала на перерабатывающий завод в Карсто, а затем по трубопроводу «Еуропайп-2» через Северное море в континентальную Европу. Сырая нефть транспортируется танкерами.

Исходя из нынешнего уровня добычи, планируется, что нефти месторождения хватит до 2014 года, а природного газа до 2030 года.. Срок действия месторождения и окупаемость инвестиций в применённые технологии являются среднесрочными по норвежским стандартам. Расходы на обустройство подобных месторождений в начале 1990-ых годов были в два и более раз дороже. Месторождение окупится в значительно более короткий срок (Donnerbaum 2000).

Месторождение «Снохвит» («Белоснежка»)

Месторождение включает площадки «Снохвит», «Альбатрос», «Аскеладд». Это месторождение находится в Баренцевом море, в 140 километрах к северо-западу от города Хаммерфест в северной Норвегии. Запасы были подтверждены ещё в 1984 году. В марте 2002 года парламент Норвегии утвердил план развития и производства на месторождении.

Стратегия развития базируется на необходимости устройства необходимых морских сооружений для добычи и дальнейшей доставки газа и конденсата на перерабатывающий завод в Мелкьёя около Хаммерфеста. Там газ будет преобразовываться в жидкое состояние и отправляться потребителям с помощью специально оборудованных судов. Начало добычи планируется в конце 2005 года, а начало поставок на рынки Европы и США будет не ранее октября 2006 года (NPD 2003, 39). Рынок сжиженного природного газа является одним из быстрорастущих энергетических секторов, в основном благодаря тому обстоятельству, что он может быть транспортирован вне пределов ныне действующих трубопроводных систем. Спрос на него за последние 20 лет увеличился в 4 раза. Запасы месторождения оцениваются в 187 миллионов кубометров н.э., период добычи предполагается вплоть до 2035 года (Statoil I).

Строительство комплекса под Хаммерфестом началось летом 2002 года, оно успешно продолжается несмотря на трёх месячное отставание. Необходимые затраты оцениваются в 24.4 миллиарда норвежских крон, а ещё 17 миллиардов крон будет потрачено на строительство завода по сжижению газа (Olje- og Energidepartementet 2003, 134).

Это месторождение занимает особое положение в нефтегазовой отрасли страны, так как это первый проект в Баренцевом море. В этом проекте будут не только новые технические решения, но он окажет огромное влияние на региональное развитие севера страны. 1200 специалистов и рабочих вовлечены в строительные работы, 350-400 рабочих мест будет создано на заводе после окончания строительства (Statoil I).

Трубопроводная система Норвегии

Сразу после начала добычи гидрокарбонатов возник вопрос об эффективности их доставки потребителям. Только суда и трубопроводы пригодны для транспортировки на морских разработках. Большинство добытой на континентальном шельфе нефти доставляется на сушу судами. Для транспортировки природного газа намного более важен трубопроводный транспорт. Главным потребителем норвежского газа является континентальная Европа, поэтому была построена за эти годы развитая система трубопроводов. Кроме того, трубопроводы после их постройки сравнительно недороги в эксплуатации. Трубопроводная система страны представлена на рисунке 1.

Трубопровод «Норпайп» был первым, он начал работать в 1977 году. Сейчас он представляет собой систему нефтяных и газовых трубопроводов, начинающихся от месторождения Екофиск. 440-километровый газопровод идёт в город Эмдем в Германии, а 350-километровый нефтяной трубопровод идёт местечко Тиссайт в Англии. Мощность газопровода в настоящее время составляет 40 миллионов кубометров в день, а по нефтепроводу транспортируется 810 тысяч баррелей в день (NRD 2003).

880-километровая трубопроводная система «Статпайп», также состоящая из нескольких трубопроводов, была завершена в 1985 году.

Главной целью этой системы является транспортировка гидрокарбонатов с месторождений «Статфьорд», «Гуллфакс» и «Осеберг» на перерабатывающий завод в Карсто. Общая мощность всей системы составляет 55 миллионов кубометров н.э. в день.

Трубопроводная система «Зеепайп» доставляет газ с перерабатывающего завода в Коллснес через Северное море в место Зеебрюгге в Бельгии. Её общая продолжительность составляет 800 километров. Строительство этой системы было закончено в 1993 году. Объём транспортировки в настоящее время составляет 41 миллион кубометров н.э. в сутки (Olie- og Energidepartementet 2003, 148).

Другая сеть трубопроводов, получившая название «Ойропайп 1» («Европровод 1») была проложена от побережья Норвегии к Германии практически параллельно трубопроводу «Норпайп». Она была сооружена для транспортировки газа с месторождения Тролл, её протяжённость составляет 660 километров, мощность около 50 кубометров н.э. в сутки. Следующая система трубопроводов « Ойропайп 2» (Европровод 2) соединяет перерабатывающий завод в Карсто с местом Дорнум в Германии. Её протяжённость более 650 километров, мощность перекачки газа 71 миллион кубометров н.э. в сутки.

Возрастающий спрос на природный газ вызвал строительство 840-километрового трубопровода «Франпайп». Он соединяет норвежский шельф с портом Дункерк во Франции, был сдан в эксплуатацию в 1998 году, его мощность составляет 52 миллиона кубометров н.э. в сутки.

Последний на сегодняшний момент газопровод « Асгардтранспорт» был построен в 2000 году, он соединяет месторождения Норвежского моря с перерабатывающим заводом в Карсто. Протяженность трубопровода составляет 745 километров, мощность его около 66 миллионов кубометров н.э. (Olje- og Energidepartementet 2003, 148).

Заключение

Влияние нефтегазовой отрасли Норвегии на рынок рабочей силы не является каким-то исключительным по сравнению с другими макроэкономическими показателями. В этой отрасли занято всего лишь 16. 4 тысячи человек, что составляет 0.7 процента от общего числа работающих. Если принять во внимание смежные отрасли, такие как транспорт, строительство, число работающих составит 81.7 тысячи человек, что соответствует 3.5 процента рынка труда Норвегии (Olje- og Energidepartementet 2003, 64).

Но в целом экономика Норвегии достаточно зависима от нефти и газа. И её состояние не всегда было таким радужным как в 2004 году.

Колебания мировых цен на нефть, постоянная политическая нестабильность и неопределённость в проблемных регионах мира ведут зачастую к сложностям в экономическом положении, которые нередко невозможно прогнозировать. Низкие мировые цены на нефть в течении 1998-1999 годов вызвали значительное снижение доходов государства. Для предотвращения отрицательных последствий падения цен, смягчения ударов экономической неопределённости на социальную сферу был создан правительственный нефтяной фонд. С 1996 года 609 миллиардов крон было перечислено инвестиционный фонд социального развития.

Нефтегазовая отрасль представляет собой значительную часть экономики Норвегии. Её доля во внутреннем национальном продукте, экспорте, общих доходах государства существенна. Эта доля постоянно росла в последние десятилетия, достигнув особенно высокого уровня в последние три года. Доля нефти и газа достигла уже в стоимостном выражении экспорта 45 процентов, их доля в общих государственных доходах колеблется в интервале 25-30 процентов, а доля в национальном валовом продукте составляет около 20 процентов (Olje- og Energidepartementet 2002, 35)..

Причинами устойчивого положения нефтегазовой отрасли страны являются, в первую очередь, высокие мировые цены на энергоносители, благоприятный для норвежской кроны курс по отношению к доллару США. Их влияние преобладает, несмотря на очень высокие производственные затраты в Норвегии. Нынешняя исключительно высокая цена на сырую нефть более 50 долларов США за баррель выгодна странам, добывающим нефть. Этот уровень цены является новым переломным этапом, когда становится рентабельной нефтяная и газовая добыча в новых районах мира, например в Арктике. В своё время переломная цена в 12 долларов США за баррель сделала рентабельной нефтедобычу в Северном море. А ещё ранее Саудовская Аравия начала свою нефтедобычу при мировой цене 1,5 доллара США за баррель.

К тому же конкурентоспособности нефтяной отрасли Норвегии способствуют её высокий уровень развития техники, интеграция в мировую рыночную систему, политическая стабильность в стране.

Источники и литература

1. Anda, I. (2001): Bit of a revolution. Norwegian Petroleum Diary 2001 (1), 16-18.
2. BP (2003): BP Statistical Review of World Energy June 2003. London.
3. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (2002): Energie Daten 2002. Nationale und internationale Entwicklung. Berlin.
4. Donnerbauer, R. (2000): „Schwarzes Gold" aus der Nordsee. Wärmetechnik - Versorgungstechnik 2000 (8), 28-33.
5. European Commission (2003): The EU-RUSSIA Energy Partnership. https://europa.eu.int/ comm/energy_transport/en/lpi_en_3.html (22.07.2003).
6. Gibbs, W.M. (1999): The Oil Age in Norway. https://www.oil-offshore.com/history.html (06.09.2001).
7. Gläßer, E.; Kolb, H.-J.; Schwackenberg, J. (1996): Erdöl- und Erdgasförderung aus den Schelfgebieten Norwegens. Geographische Rundschau 1996 (5), 311-317.
8. Hagland, J. (2000): Oil & Gas in the North Sea. https://www.arcticculture.com/library/ weekly/aa091500a.htm (15.06.2001).
9. Hagland, J. (2003): Seeking a new oil axis. Norwegian Petroleum Diary. 2003 (2), 29.
10. Holt-Jensen, A. (1996): The sharing of petroleum resources; resource poverty and richness around the North European Seas with a special reference to the Norwegian position. GeoJournal, 1996(2), 211-219.
11. IEA (2002): Russia Energy Survey 2002. Paris.
12. NPD - Norwegian Petroleum Directorate (2001): Offshore Norway 2000. Annual Report. Stavanger.
13. NPD - Norwegian Petroleum Directorate (2003): Offshore Norway 2002. Annual Report. Stavanger.
14. OLF - The Norwegian Oil Industry Association (1993): Norwegian oil & gas. Stavanger.
15. Olje- og Energidepartementet (2001): Facts 2001. The Norwegian petroleum sector. Oslo.
16. Olje- og Energidepartementet (2002): Facts 2002. The Norwegian petroleum sector. Oslo.
17. Olje- og Energidepartementet (2003): Facts 2003. The Norwegian petroleum sector. Oslo.
18. Ó Tuathail, G. (1996): Critical Geopolitics: The Politics of Writing Global Space. London.
19. Ruhrgas (2002): Erdgaswirtschaft. Eine Branche im Überblick. Essen.
20. Smil, V. (1994): Energy in World History. Boulder.
21. Statoil (2003): Go-ahead for power station. https://www.statoil.com/STATOILCOM/ snohvit/ svg02699.nsf?OpenDatabase&lang=en (25.06.2003).
22. Statoil (I): Snøhvit, natural gas from the far north. Stavanger.
23. Tsygankov, A.P. (2003): Mastering space in Eurasia: Russia's geopolitical thinking after the Soviet break-up. Communist and Post-Communist Studies 36, 101-127.
24. Wismeth, A. (2000): Das norwegische Petroleumsrecht. Europäische Hochschulschriften, Reihe II Rechtswissenschaften, Band 3030. Frankfurt am Main.

Журнал "СЕВЕР промышленный" 6-7 2007 год