l okt 2002 - 30 sep 2003

OIL

Arsredouisning

l okt 2002 - 30 sep ²⁰⁰³

l nnehållsförteckning

Året i korthet 3

Vostok Oil i sammandrag 3

VD har ordet 4

VTKs verksamhet och framtida möjligheter 6

Marknadsöversikt 11

Hur VTKsNostok Oils vinster och kassaflöde genereras 17

Miljöpolicy för Vostok Oil 18

Ägarstruktur och aktiekapital 18

Styrelse, ledning och revisorer 20

Förvaltningsberättelse 22

Resultaträkning 27

Balansräkning 28

Kassaflödesanalys 29

Förändringar i eget kapital 30

Finansiella nyckeltal - Koncernen 31

Noter till bokslutet 32

Till aktleägarna i Vostok Oil Ltd 42

Förkortnmgar och ordförklanngar 43

Adresser omslagets bab1da

Ttd~Yntt'hn

nu

th(;oP.~Jnlfth lt~ldi~"m~f!

Verksamhetsåret l oktober 2003-30 september 2004 Delårsrappott, 3 månader: 27 februan 2004 DelårsrapPOrt. 6 månader· 27 nuy 2004 · Delårsrapport, 9 månader. 27 august1 2004 · Bokslut'>kommunike 2003i2004· 24 noveniber 2004 . Arsredo·mnmg:'ordmane bolags&tamma; Januari 2005

2

. ....

. ".·_" --~~~~-

Aret i korthet

• Frank Hayes tillträdde som verkställande direktör i Vastok Oil l juli. För att underlätta omstruktureringen av bolagets dotter- bolag VTK har Hayes även tillträtt som verkställande direktör fårVTK.

• Som del i ett program fOr att reducera kostnader har antalet anställda minskat från 290 till 171.

• Oljeproduktionen från Middle Nyurolafaltet får räkenskapsåret som slutade 30 september 2003, uppgick till i genomsnitt l 635 fat per dag och fOrsäljningen uppgick till i genomsnitt l 594 fat per dag. Vostok Oils andel av oljeproduktionen uppgick till

l 308 fat per dag och försäljningen uppgick till l 275 fat per dag.

• Genomsnittligt erhållet oljepris får räkenskapsåret som slutade 30 september 2003 uppgick till l 7,25 USD per fat, varav exportpriset 24,93 USD/fat, priset får export till Vitryssland, Ukraina och Kazakstan USD 15,47 och det inhemska priset 6,19 USD/fat.

• Vastok Oils finansiella situation har varit mycket ansträngd under räkenskapsåret och bolagets fortlevnad kan enbart säkras genom ett omedelbart kapitaltillskott.

Uostok O il i sammandrag

fbrfli!IJ\buhrlunlng

Q f

h

ha~g1

und

Vostok Oil är ett Bermuda-rcgtstrernt oberoende oljebolag

Vo~tok O il Ltd producerar olJa, bygger ut olJefalt och prospekte- rar efter olJa 1 Ry%land \'erk~amhe(en koncentreras idag till Tomskreg10ncn ¹ va~tra S1bmen. Vostok 01l är noterat på Nya Marknaden på Stockholmsbbrsen med symbolen VOIL.

Vastok Otls huvudsakliga tillg3ngar är ett Innehav on t R 0% ,,,\ kapttal och röster av Vostocbnaya Tran&natJOnalnaya Kompan i a (VTK), ett i Tomskrogtonen beläget oljebolag.

fl rn n 1 d t

Attmed god lång&iktrg lbnsambet och ullväxt bedr1va utvmrung av &amt prospekteringefter olja och gas 1 det forna Sovjeturuonen med en tyngdpunkt

på

R:ys~sland

Händelser efter dtn 30

:s~ptembef

2003

• En extra bolagsstämma som hölls den 16 oktober 2003 besluta- de att genom en kvittningsemission erbjuda konvertibelägarna att konvertera till aktier i bolaget på kurs 2 kronor istället får nuvarande 15 kronor per aktie. Kvittningsemissionen är villko- rad av att erbjudandet accepteras av innehavare av konvertibla skuldebrev till ett belopp om nominellt minst MSEK 150 (mot- svarande 87,88 procent av konvertibellånet). Vidare beslutade den extra bolagsstämman att, liDder fårutsättning att kvittnings- emissionen genomförs, genomfåra en nyemission med företrä- de får depåbevisinnehavarna att får varje depåbevis teckna nya depåbevis på kurs 0,70 kronor. Om båda emissionerna tecknas fullt ut kommer bolaget att tillfåras 246,7 MSEK.

• Prospekteringsborming 131 på södra sidan av Middle Nyurola- faltet fardigställdes den 14 oktober och testade 430 fat per dag vid naturligt flöde med en 12 mm ventil.

7:=;if'ff41

I det korta perspektivet att återffi fmanstell styrka och att fornätta med det utbyggnad&program Mml J.:räv& för att få VTK att växa.

Med ett starkt VTK som bas, är VlSlonen att expandera genom an utveckla oljefhlt, och lxxlr:h,a prospe~tenngsv·eriasami1et samt att genom företag&fusumer och företag~köp kunna vaxa llll en

medel~or oberoende ry&k oljekoncern.

SJI~b::t;i

Vastok

Ou

ska utveckla befintliga olJefalt genom att mvestera 1 · pro'>J)ektering.<~boiTIIlng och mfrastrul'tur, och även aktivt söka uppköpsobjekt eller andra samarbetsformer. Bolaget ska foku&era på den marknadsrusch &om finne~ fOr de ryska olJe~ och gasttll·

gångar, som eJ är så stora att de hat pnmart strategi~ intre~se för Rysslands alha 8t0rsta OlJebolag.

UD har ordet

Till Aktlritgarnil l Uostoh Oll

Jag skriver till Er får fårsta gången som verkställande direktör i

Vostok Oil Ltd och detta vid en tidpunkt när den omedelbara framtiden för bolaget må framstå som blek och osäker. De ris- ker Vostok Oil står inför är onekligen verkliga och jag kan försäkra Er att bolagets högsta ledning i skrivande stund läg- ger stor kraft på att undanröja dessa.

När j

ag tillträdde min befattning hos Vo s

tok Oil i juli

i år hade jag en optimistisk grundsyn, och även om

de senaste fem

månaderna varit besvärliga är jag glad att kurma säga Er att min optimistiska grundsyn på Vostok Oil som projekt inte har

minskat. De bakomliggande strategiska och tekniska målsätt- ningar som ursprungligen imponerade

så mycket på mig att

jag valde att ansluta mig till bolaget gäller fortfarande; sätten

att realisera dessa har emellertid genomgått såväl teknisk som finansiell revidering.

liifll~lDOJ:

ta li/Jbilkdbllch

Vostochnaya Transnationalnaya Kompania (VTK), vårt 80%

ägda dotterbolag beläget i Tomskregionen i Västra Sibirien, har haft 12 mycket svåra månader huvudsakligen karakterise-

rade av ett litet operativt kassaflöde vilket bland annat fått till

följd att flera investeringar planerade och budgeterade vid starten av verksamhetsåret inte kunnat avslutas. Utfallet från

oljeproduktion och försäljning har varit väsentligt sämre än budgeterat och skälen för detta är framtörallt tre: Fön;t och främst har produktionen från

våra

huvudsakliga producerande brunnar G l, G2 och G3

\'arit

väsenthgt lägre än föf\täntat. För det andra har VTKs möjhghet

att

transportera

ut

producerad olja ull det ryska pipeline'>ystemet utsatts tör störningar som en följd

a~

kapacitetsbegränsrungar hos både Transneft

(det

allryska p1pelinemonopolet) och Yukos (!Som VTK för närva- rande är beroende av för att vara uppkopplad mot

Transneft)

och for det tredJe som en fölJd a" m} eket låga m hemska olje- pnser för de forsta

fyra månaderna under 2003.

Den nuvarande

produkt10n~paciteten från

de honsontella brunnarna, framforallt G l och G2, är nedslående järnfOrt med den ursprunghga höga

produktJOn~kapactteten

som uppmättes för 18 månader sedan. Både G l och G2 producerade initialt omkring l 700 fat per dag medan G I tdag mte formår mera

än

cirka 760 fat per dag och G2 endast 380 fat per dag. G3 fortsåtter att producera på den mycket låga mvån om 120 fat

perdag.

·

Frågetecken om resef\toaren.s föunåga att bibehålla trycket i

närheten av de producerande brunnarna

kvarntår

fortfarande, men andra mera grundläggande anledrungar ttll produlctlons- nedgången har ännu inte till full<J kunnat ehmmeras

.

Av detta

skäl kommer stora resurser att.

sättas m på att genomföra detaljerade tester och analyser av dessa brunnar de kommande månaderna. Det

fdrvän~

att ett renovmngsprogram över dessa brunnar skall fOrbättra produktionen Ull del. Sk.ulle det visa s1g att fallande resenoartryck

år

den

huvud~akhga or~a­

ken till produktlonsfallet konuner ttyckbtbehållande åtgärder

&otn "attenmj1cenng att utvärderas.

Den

~enomsruttliga

dagsproduktionen under verbamhetsåret fi:.\n VTK.s Middle Nyurola-fålt uppgtck: till l

635 fat per dag

FrankHayes

(motsvarande 596 775

fat på årsbasis). Vostok Oils andel av

denna produktion var

l

308 fat per dag (477 420 fat på årsba- sis) Som en

direkt följd av kapacitetsproblem hos Yukos och

Transneft, framförallt under mars och april, förlorade VTK omkring 400 fat

per dag.

Från november 2002 till och med maj 2003 drabbades den

inhemska ryska oljemarknaden av stora utbudsöverskott och följaktligen föll det inhemska priset till som lägst

4,5

USD

per fat. Även om prisfall i det ryska inhemska oljepriset under vintermånaderna är legio var längden och magnituden av pris- fallet vintern 2002/2003 mycket ovanliga. Överutbud på den mhemska marknaden är ett årligt fenomen som följer av den

"' åra ryska vintern. Vinten.äsongen 2002i2003 var emellertid excepuonell på flera sått, nämligen genom en markant okning

a" oljeproduktionen Jämfört med udigare år, Transnefts väg- ran att använda den stora lettiska ut>Jkeppningshamnen

¹

Venstp1ls och slutligen det m·anligt dåhga vädret

1

Svarta H11Vshamnen No,orossisk \'tiken medforde en stor köb1ldnmg för tillgång till export

~ia

oljetanker.

Ä ven om \i ånyo kan förvänta oss pm, fall på den inhemska

oljan under inne\'arande vinter

, är jag glad att

kunna rapporte- ra att Transneft har åstadkommit mycket för att förbättra exportkapaciteten. Jag förvantar mig dårför att vmterru;

tnhernska oljepmer kommer "ara högre än de "arit tidigare vmtrar. Kapaciteten i hamnen i Primorsk fortsätter att öka och 1 simvande !;tund förblir de mhemska olJepriserna på en jäm- förel!,evis hög nivå.

Tro~

kasrsaflödesproblem

lyckade~

VTK borra och fardigstäl- la prospek:teringslutvärdermgsborrrungen 131 på den södra delen av Ml(ldle

Nyurolafåltet. Denna brunn kom 1

produk- bon under oltober 2003 och flödade VJd test 430 fat olja per dag "id naturligt flOde. Produktionskapaciteten upp&kattas

till

närmare 800 fat per

dag efter det att en ESP {

nedsänkbar pump) mstallerats i brunnen. Förutom att bidraga med mycket behövlig produktlon har borrhåll31 ock&å undanröjt geolo- gisk osäkerbet huruvida den södra delen av Muldie Nyurola- fiiltet var produkt!" eller mte. VTKs förestäende borrprogram,

~

hlmgigt finansienng, går ut på att borra upp t1lll4

brunnar

över en 27 månaderspenod på den södra delen av fältet med böijan i nutten av april2004.

Efter denna optimistiska sanunanfattnmg

önskar

jag

bely&a

den fraronda utvecklingen for forst

VTK och sedan Vostok

Oil·koncernen

i allmanhet

20().1 och frtJm6t

En av de första prioriteterna för mig när jag forst kom till Vos- tok Oil var att bedöma den belmtliga tekniska utbyggnads-

strategin fcir VTK i termer av effektivitet och finansiell risk.

Givet det undermåliga resultat som dittills uppnåtts, var det

oundvikligt att en kursändring skulle göras samt att ledning och teknisk personal

i

Tomsk behövde förstärkas.

En uppgradering och forstärkning av styrelsen

i

VTK genom- fordes genast. Detta skedde delvis genom att två oberoende

ryska ledamöter Mikhail Kukobnikov och Konstantin Bogaty-

rev utsågs.

I

december kommer jag med glädje att ta emot vår nye finansdirektör Roman Niewiadomski. Bland andra bety- delsefulla utnämningar märks den nye chefsgeologen i VTK, Vitaly Gusev. Denna omorganisation och forstärkning av Vos- tok Oil och VTKs ledning kommer att räcka långt för att for-

bereda Vostok O il fcir både de omedelbara och långsiktiga

utmaningar bolaget

står inför.

En teknisk och lmansiell analys av VTKs utbyggnadsplan har resulterat i att en ny utbyggnadsplan antagits av bolaget.

VTKs Middle Nyurolafalt har ryska registrerade reserver om 42 miljoner fat vilka är producerbara och redo fcir omedelbar utbyggnad. Västerländska uppskattningar av dessa reserver går så högt som 68 miljoner fat. Det är därför logiskt att dessa reserver skall byggas ut och bringas i produktion så fort som möjligt. Ett snabbt och effektivt borrprogram föreslås därfor påbörjas i

maj 2004. VTK skall framforallt fokusera på att

borra vanliga vertikala brunnar vilka är mera ekonomiska

än

horisontella brunnar. Detta sätt att borra, vilket inte är ovan- ligt i Ryssland, skall medverka till att en snabb och kraftig produktionsökning skall komma att uppnås. Vostok Oil kom- mer inte att överge den horisontella borrtekniken, men sådana brunnar kommer 1 frarottden bara

att borras

när geologisk

~kerhet och tillfredställande ekonomisk utväxling föreligger.

Denna aggressiva utbyggnad!>plan syftar till att

nA

^en

produk- tton som närmar sig 3,8

mi~oner fat under år 2006

En så krafhg produktwnsöknmg kommer naturligt\'ts att ställa

~tora krav på befmtl1ga processanläggningar och infrastruktur Det är av detta skäl som det under åren 2004 och 2005 kom-

mer att krävas stora

ill\'esteringar, upp emot 28 MUSD, fOr att uppgradera befintliga anläggningar och fardigställa utbyggna-

den av mfrastrU:ktur. Denna mvestenngsnivå

kan mte uppnås

enbart från

internt genererade medel, utan kräver omedelbar

e~tem

fmansiermg.

Ovanstående mvestenngsprogram syftar till att göra VTK finansiellt oberoende till

slutet av

år

2005 och att samtidigt

fullfölja ¹

stort sett alla liceru.krdv.

Med tekntsk och fmanstell stabilitet i VTK, menar jag att Vos-

tok Oil ånyo måste återvända ttll sin ursprungsambi

tion, 11iim

hgen att skapa ett

~tarkt

litet oberoende oljeprodttt·

.·:• <~ndt'

bolag i Rys-sland med en produktton i häradet av 15 miljoner fat per

år. G1vet potentialen

i Ryssland och mte mtn.&t möjlig~

heterna i vår valda region Tomsk,

år

8ådana ambitioner reahs- n!Jca och

uppnåbara. Vo!itok 01l fortsätter att

åtnJUta fullStin.·

dtgt stöd från den lokala adnurustratwnen

J

Tomsk, men detta stöd är a" hangJ.gt m

att VTK och Vostok O il

med kraft lever

upp ttll~oma

ätaganden

Låt mig därfor sammanfattningsvis säga att trots att det varit

ett

svårt år

för VTK och Vostok Oil koncernen, är jag fortsatt

övertygad om att de åtgärder som måste vidtagas för att vi skall kunna lyckas i framtiden är väl kända och med fortsatt stöd från Er, våra aktieägare, kommer Vostok Oil att lyckas

med att etablera sig som ett starkt oberoende oljebolag i Ryss- land.

Tomsk,

i

november 2003 Bästa hälsningar

FrankHayes

Verkställande direktör

5

UlKs uerksamhet och framtida möjligheter

Vostochnaya Transnationalnaya Kompania (VTK) är ett ryskt aktiebolag av den öppna typen grundat den 16 juli 1993. VTK blev på en öppen auktion i Tomsk i juli 1994 tilldelad en licens nummer 00039 avseende prospekterings- och produktionsrättig- heterna till kolväten (olja och gas) inom det s k "Middle Nyuro- la-blocket" beläget i mitten av Tomskregionen. Blocket innehåller i dag tre oljefalt-Middle Nyurola, Puglalymskoye och Klu- chevskoye.

Samtliga tre fålt upptäcktes på 1960-talet, när prospekterings- borrningar genomfOrdes i regionen av de dåvarande sovjetiska myndigheterna. Totalt borrades 17 prospekteringshål på blocket under denna tid, varav 8 borrhål påvisade betydande oljeföre- komster.

Oljan är av god kvalitet med en s k AP I-grad av 39 med relativt låga halter av svavel och parafm. Det huvudsakliga oljeförande lagret (reservoaren) består av sandsten från Juraperioden med en idag bedömd olje/vattenkontakt på ett djup av 2 340 m. Den genomsnittliga tjockleken på reservoaren är cirka 18 ro.

Under 2000-2002 har fokus varit på utbyggnaden av det största av VTKs oljefålt- Middle Nyurola. Under sovjettiden borrades borrhål på Middle Nyurola, som påträffade olja. Två av dessa borrhål, 41 och 45, återöppnades under 2000. Borrhål41 testade cirka 700 fat olja/dag, medan 45 testade 80 fat olja/dag. Därut- över borrades somrnaren 2000 borrhål 125. Detta borrhål, som var ett vertikalt borrhål borrat av en äldre prospekteringsrigg, tes- tade drygt 300 fat/olja per dag vid produktionstester.

Under 2001 byggdes en 114 km lång pipeline från Middle Nyu- rola till Luginetskoyefältet, tillhörigt oljebolaget Yukos, där oljan från Middle Nyurola pumpas ut i Transneftnätet för vidare befordran till slutkunder. VTK har fätt tillstånd att bygga en egen anslutningsterminal med process-och lagringsenheter, men hyr tillsvidare in sig på existerande processutrustning och Jagringsen- heter på fåltet. Lagringstankar fmns också på startpunkten for pipelinen, Middle Nyurolafåltet.

Under 200 l och 2002 fårdigställdes tre horisontella borrningar på den norra delen av fåltet, G1, G2 och G3.

Den forsta horisontella produktionsbrunn en, G l, fårdigställdes i slutet av december 2001. G l uppmättes till en totallängd av 3 008 m, varav 433 m i den horisontella sektionen. G l testade framgångsrikt 2 l 00 fat oljaidag på självflöde på en 18 mm ventil i de initiala produktionstesterna. Den härefter följande horisontel- la bormingen G2 fårdigställdes i mitten av februari 2002. G2s totala längd var 3 089 m, varav 497 m horisontellt. G2 testade cirka l 700 fat på självflöde på en 34 mm ventil under den initia- la testperioden.

G3 fårdigställdes i böJjan av maj 2002. På ett djup av 2 400 m borrades två horisontella sektioner med en kombinerad längd om cirka 900 m. G3 producerade vid test initialt 50% olja och 50%

borrvätskor och vatten med användande av 5 mm ventil och en i hålet nedsänkbar pump i en volym om 700-800 fat per dag. G 3 har så här långt endast producerat i snitt cirka 200 fat olja per effektiv produktionsdag.

6

Nedsänkbara elektriska pumpar bestälJdes från det amerikanska foretaget Centrelift Dessa används för att öka produktionen.

Under 2003 installerades dessa pumpar i alla tre horisontella hål och pumpar installerades i två av de äldre vertikala hålen. Med dessa pumpar stabiliserades produktionsnivån, men mot slutet av året tycktes minskningen återkommit. Som redogjorts för ovan i ''VD har ordet" undersöks anledningarna härtill för närvarande.

Utvinningsbara oljeresuoer

R~t.nVb~rKhnlngar

I Sovjetunionen, och senare i Ryssland, har det existerat och existerar en statlig myndighet som registrerar de officiella reserv- beräkningar avseende oljefält upptäckta i landet. Denna myndig- het kallas "Den statliga Kommissionen för Mineralreserver"

underställd Energiministeriet (f d Geologiministeriet). Myndighe- ten är mer välkänd under benämningen GKZ. Regionala repre- sentationskontor för denna myndighet, s k "CentraJkommissio- ner", utvärderar resultaten av genomförda prospekteringsarbeten for beräkningar av reserverna och möjligt införande av dessa reserver i det statliga mineralresursregistret VTKs tre oljefalt blev analyserade och införda i GKZs register 1968 (Middle Nyu- rola), 1971 (Kluchevksoye) och 1990 (Puglalymskoye). De nämnda reservberäkningarna är:

Oljefält GKZ Nserver

- - -- --

Middle Nyurola 42 miljoner fat

Puglalymskoye 19 miljoner fat

Kluchevskoye 7 miljoner fat

Totalt -'-- - - - -6:::8::-m-=-i'""lj,-on_e_r-=fa::-t- - - -

Innan Vostok Oil fattade beslut om förvärv av majoriteten av VTK utvärderade Vostok Oils egen personal och en västlig kon- sult (Troy Petroleum) de vid denna tidpunkt fOreliggande data över VTKs tillgångar. De har ännu så länge enbart analyserat Middle Nyurolafaltet. Per oktober 2000 bedömde Troy Petroleum att de ekonomiskt utvinningsbara oljereservema (proven + pro- bable) i Middle Nyurola uppgick till 57 miljoner fat. En uppdate- rad studie genomfördes i april 2002 då de ekonomiskt utvin- ningsbara reserverna (proven+ probable) i Middle Nyurola uppskattades till 62 miljoner fat, varav 20 miljoner fat bevisade (proven). Resultaten från G3 har negativt påverkat mängden reser·

ver. Emellertid forefaller denna påverkan inte vara materiell, då G3 är belägen i utkanten av reservoaren.

Huvuddelen av de bevisade reserverna finns i den norra delen av fåltet. För att öka mängden bevisade reserver krävs ytterligare data bland annat i form av borrningar på den södra delen. Pro- spekteringsborrning 131 borrades här i oktober 2003, och teknisk data från detta borrhål kommer att inkorporeras i nästa studie av reserverna.

Det skall påpekas att de ekonomiskt utvinningsbara reserverna är ett mått som ändras allteftersom ny information erhålles. Reser- verna beror på faktorer som reservoaregenskaper, oljepriser, kost- naderna för att utvinna oljan, skatter m m.

En uppdaterad studie, som tar hänsyn till all ny data inklusive borrhåll31 på södra fälthal van, har beställts från Troy. Studien beräknas vara klar i januari 2004.

Diskussionen nedan är baserad på de ursprungliga registrerade ryska reserverna och aktuella ekonomiska parametrar, och kan komma att revideras efterhand som nya data blir kända.

Per den l januari 2003 hade VTK registrerade utvinningsbara reserver om 66 miljoner fat.

I dagsläget torefaller emellertid omkring 19 miljoner fat i Pugla- lymskoyefåltet ha endast marginell ekonomisk betydelse. Dessa reserver kommer fortfarande att innehas av VTK men de kommer bara att byggas ut när den ekonomiska kalkylen för dessa reser- ver kan förbättras.

Följaktligen har VTK reserver om omkring 4 7 miljoner fat i Middle Nyurola- och Kluchevskoyefålten som omedelbart kan byggas ut.

Propekteringsarbete inom VTK-licensen kan resultera i en ökning med 16 miljoner fat utvinningsbara reserver. Prospekte- ringsarbetet på Middle Nyurolafåltet planeras påbörjas i decem- ber 2005 med ett 84 kvadratkilometer 3D-seismikprogram med syfte att visa huruvida Middle Nyurolas oljeforande strukturer breder ut sig längre norr och söderut än hittills uppskattat.

Det finns också indikationer på att ytterligare oljereserver kan finnas väster om Middle Nyurola och en prospekteringsborrning planeras till år 2006 för att undersöka huruvida dessa reserver existerar.

Prospekteringsarbete på Kluchevskoyefåltet planeras påbörjas i december 2005 med ett 350 km 2D-seismikprogram att insamlas över Kluchevskoyestrukturen och omgivningar. Om ytterligare potentiella oljeforande strukturer kan påträffas kommer upp till 4 prospekteringsborrningar att utföras för att undersöka de~~a.

Den sammanlagda kostnaden for VTKs prospekteringsprogram uppskattas till l O MUSD under 7 år och programmet kan resulte- ra i att upp till ytterligare 60,4 miljoner fat påträffas.

Utb~HJIJnddsplan

Utbyggnadsplanerna for Middle Nyurola och Kluchevskoyefålten är basplaner som omfattar de arbetsmoment som sannolikt kom- mer att krävas for att utveckla VTKs licensområden. Utbyggnads- planerna är inte slutliga utan kommer under de närmaste måna- derna och åren att genomgå revidering, forf'ming och förbättring.

Ingen detaljerad utbyggnadplan föreslås ror Puglalyrnskoyefåltet eftersom utvinning av detta fålt for närvarande inte är ekono- miskt rorsvarbart De ekonomiska forutsättningarna for Pugla- lymskoyefåltet revideras emellertid löpande.

Huuudmåt

De väsentligaste målen for utbyggnadsplanerna är f<iljande:

• Att säkerställa att VTK tillgodogör sig så mycket som möjligt av de utvinningsbara reserverna inom de närmaste 15 åren.

• Att snabbt öka produktionen på ekonomiskt mest fOrdelaktiga sätt i syfte att minska beroendet av extern finansiering. Mål- sättningen är att VTK skall bli självfinansierande snarast möj- ligt. För att uppnå detta kommer ett omfattande borrprogram att genomforas med början i maj 2004. För att hålla kostnader- na nere kommer borrprogrammet att utformas så att bara en rigg behöver användas.

• Att uppfylla licenskraven avseende utbyggnad och prospekte- ring inom VTKs licensområde.

• Att slutfora de projekt som syftar till att eliminera de flaskhal- sar som för närvarande fOrsvårar utvecklingen av VTK och att ti1Jse att dessa projekt registreras. Detta innefattar registrering av pipeline, av en Transneft mätstation och av en central pro- duktionsanläggning.

• Att maximera avkastningen for investerare genom att genomfO- ra projekt så effektivt och snabbt som möjligt. ·

• Att säkerställa realismen i utbyggnadsplanerna, både vad avser teknisk genomforbarhet och sannolika investeringskostnader.

Detta innefattar att tillse att planen kan genomforas inom ramen för de personella och tekniska resurser som kommer att finnas tillgängliga.

}

mlddle Dynrota utbyggnadspldn

&ltmlng

Sammanlagt 21 produktionsborrningar samt en återinträdesborr- ning (borrhåll25) kommer att utföras. Tillsammans med de befintliga 7 borrhålen (inklusive borrhål131) kommer 28 brun- nar att ingå i utbyggnadsplanen.

Förutom produktionsborrningarna kommer 2 vattenbrunnar att borras innan riggen flyttas. Härigenom säkerställs att vatten finns tillgängligt får injicering in i reservoaren, vilket beräknas ske i oktober 2005.

Den sammanlagda kostnaden för att genomfåra och fårdigställa borrningarna beräknas till20,1 MUSD. Häri ingår allt konstruk- tionsarbete får plattformar och vägar, processanläggningar och anslutningskostnader.

Tidsåtgången får att borra ett normalt vertikalt hål eller ett lätt vinklat hål får inte överstiga 25 dagar. Tidsåtgången får ett hori- sontellt hål får inte överstiga 45 dagar. Detta är väl tilltagna tids- ramar. Riggar i Nizhnevartovskområdet genomfår dessa typer av borrningar på 21 respektive 30 dagar.

Sammanlagda investeringskostnader får utbyggnaden av Middle Nyurolafa.J.tet under de kommande 5 åren beräknas till37,4 MUSD.

, Ptfcrfl.erm IMnrlmllllarn- 4rh

:c.'llWggnlqg~tm För att bygga bort flaskhalsar som kan begränsa produktionen kommer utbyggnaden av den centrala produktionsanläggningen att genomfåras i två faser. I den fårsta fasen kommer bland annat ytterligare utfårselpumpar att installeras, flera separatorer byggas liksom flera gasevakueringssystem etc. Detta beräknas kosta USD 582 000 under 2004.

Osäkerhet råder kring pålitligheten och kontinuiteten får VTKs access till Transneft via Yukos anläggningar. Yukos nuvarande avgifter får behandling av oljan och transport är dessutom oac- ceptabelt höga, 0,86 USD per fat. Om ingen fårändring sker kommer avgifterna under 2005 till Yukos att uppgå till över 3 MUSD. Mot denna bakgrund fårblir fardigställandet av en upp-

B

koppling till Transneft samt konstruktion och installation av ett mätsystem ett högprioriterat arbete. Sammanlagt kornmer 2,0 MUSD att investeras i detta projekt under 2004. Arbetet beräknas vara fardigtunder oktober 2004. På kort sikt kan VTK tvingas skära ned på produktionen till foljd av Yukos begräns- ningar.

F ör närvarande drivs VTKs 112 km långa pipelines i enlighet med en tillfaltig licens som går ut 2006. Om inte pipelinen fårdig- ställs och registreras kommer moms motsvarande l ,8 MUSD inte att återbetalas. Färdigställande av pipelinen har därfår givits prio- ritet under åren 2004 och 2005 till en kostnad om 2,5 MUSD.

U1itlt1lln)tldlonS4Il{Dg!Jffi~r

För närvarande finns en risk att VTK kan komma att sakna möj- lighet att göra sig av med producerat vatten. Om produktionen av vatten skulle öka måste vattnet pumpas ut via VTKs pipeline får att separeras i Yukos anläggningar. Detta kan få flera allvarliga konsekvenser.

• Det är inte säkert att Yukos kornmer att acceptera att ta emot stora vattenvolymer.

• Det är möjligt att Yukos kommer att öka kostnaderna for att ta emot och behandla VTKs olja eller att en begränsande produk- tionskoefficient kommer att appliceras på VTKs oljeleveranser.

• Korrosion i pipelinen kan öka om stora mängder vatten tillfårs i pipelinesystemet.

För att eliminera ovanstående risker planeras anläggningar fOr att avyttra/injicera vatten. Dessa anläggningar skall kunna tas i bruk redan i oktober 2005. Skulle vattenproduktionen öka fore detta datum kan ett produktionshål ställas om till vattenhål med kort varsel.

tlllirs1Jdl1i11g

Frågan om e1forsörjning är ännu inte helt utredd. Behovet av el kommer att öka snabbt när nya borrhål och anläggningar tas i bruk. Det är troligt att det kornmer att krävas åtminstone ytterli- gare två generatorer till en sammanlagd kostnad om l, 7 MUSD.

Emellertid är självgenerering inom VTKs licens endast ekono- miskt fårsvarbar om generatorerna drivs av producerad gas, inte meddieseL

Under 2004 planeras en detaljerad forstudie fOr att fastställa huruvida självgenererad el som använder naturgas är fordelakti- gare än en uppkoppling till det externa 33 k V kraftledningssyste- met Den närmaste uppkopplingen till extern el ligger 45 km från fältet. En uppkoppling dit beräknas kosta omkring 5,2 MUSD.

Prod~onspru/11

Som framgår av diagrammet nedan kommer det fåreslagna borr- programmet att resultera i en kraftig produktionsökning. Produk- tionen från Middle Nyurola beräknas att nå sin topp under 2006 med drygt 3 974 800 fat per år.

Av diagrammet framgår vidare att produktionsnivåerna faller efter det att borraktiviteter avslutats till fOljd av reservoarens naturliga produktivitetsminskning. För närvarande finns inte till- räckligt med data fOr att göra en bestämd beräkning av den san- nolika produktivitetsminskningen. Borrhålen Gl:s och G2:s bety- delse måste beaktas. Initiala produktivitetsminskningar får åren 2004, 2005, 2006 och 2007 har därfor uppskattats till20%, 24%, 24% respektive 23%.

Baserat på ovanstående borr- och arbetsprogram beräknas drygt 22,8 miljoner fat av de tillgängliga 36,48 miljonerna fat ha pro- ducerats 2019. För att forbättra den slutgiltiga utvinningsgraden från Middle Nyurolafåltet kommer ytterligare åtgärder behöva vidtas under åren 2006-2014 för att bibehålla produktionen på en högre nivå. För närvarande är det inte möjligt att definiera exakt vilka dessa åtgärder kommer att vara. Under alla fårhållanden kommer höga finansiella avkastningskrav att uppställas innan åtgärder vidtas. Bland tänkbara åtgärder finns borrning av ytterli- gare bål mellan befintliga produktionshål, återperforering, opti- merad vatteninjicering, sprängning etc.

Ul · ggra \JJl&n lbr Klucheuikayef.stlrt

Saminanlagda investeringskostnader för utbyggnaden av KJu- chevskoyefältet uppskattas till 23 MUSD. Av dessa kostnader avser 7,6 MUSD prospekteringskostnader. Enligt plan skall arbe- tena påbörjas i slutet av 2005 och avslutas i slutet av 2009.

Bom~ J ng

Filosofin bakom borrningarna på KJuchevskoyefåltet foljer nära den filosofi som tillämpats for Middle Nyurolafåltet. Borrningar- na kommer att ske kontinuerligt med en rigg tills fåltet är fårdig- borrat

För närvarande planeras att sammanlagt 14 produktionsborrning- ar, varav 2 horisontella, kommer att genomforas med början i juni 2006. Innan riggen flyttas kommer 2 vattenhål att borras får vat- teninjektionssystemet Sammanlagd kostnad for borrning och får- digställande, inklusive konstruktion av plattformar och vägar, beräknas uppgå tilll2,4 MUSD. All borrning på KJucbevskoye- fältet kommer att ske från en centralt placerad plattform.

Innan några arbeten påbörjas på Kluchevskoye måste en detalje- rad utbyggnadsplan tas fram och godkännas. Detta kommer att ske i slutet av 2004 och i början av 2005. I denna plankommer att utvärderas hur många borrhål som är nödvändiga. Detta kan komma att leda till en smärre reduktion av de 14 nu planerade borrhålen.

Honslroltllons- och i1nlliggnlnf]SaltJttm

Minsta möjliga anläggningar for att pumpa olja och vatten från KJuchevskoye till den centrala produktionsanläggningen på Middle Nyurolafåltet kommer att. byggas. De~sa anläggningar

kommer att bestå av en olje- och naturgasseparator med tillböran- de gasevakueringssystem och pumpar. Vatten kornmer inte att separeras vid Kluchevskoye utan kommer att pumpas till Middle Nyurola för separation och omhändertagande. En 25 km lång och 200 mm tjock pipeline kommer att byggas for att knyta ihop KJu- chevskoye med Middle Nyurola. Kostnaden får denna beräknas uppgå till l ,4 MUSD.

LIHi:IOOttt

Elektricitet kommer att produceras på fålten med hjälp av gas- drivna generatorer. Om Middle Nyurola anknyts till det externa elnätet genom en elledning kommer generatorerna från Middle Nyurola att flyttas till K!uchevskoye.

IJdtttnlnjlkliofiJdlJJlfggnlnuM

Omvandling av produktionshål till vatteninjiceringshål påbörjas i februari 2009. Det planeras sammanlagt 4 vatteninjiceringshåL

PrDllukllonl{Jfafll

Den maximala produktionen från Kluchevskoye beräknas att uppgå till l 261 600 fat under 2007. Eftersom Kluchevskoyefåltet är en liten reservoar kommer fältet sannolikt att ha en snabb pro- duktivitetsminskning efter det att borrningsarbetet avslutats. Pro- duktivitetsminskningen fOr åren 2006, 2007 och 2008 bedöms motsvara den för Middle Nyurola, nämligen 20%, 24% respekti- ve 24%.

Av de utvinningsbara reserverna om 7,68 miljoner fat beräknas cirka 4 734 800 fat kunna utvinnas genom det ursprungliga borr- programmet. För att motverka snabba produktivitetsminskningar under åren 2009-20 14 måste ytterligare åtgärder vidtas. Dessa kommer dock bara att vidtas om det är ekonomiskt motiverat.

Avkastningskravet kommer att motsvara en internränta om 50%.

Liksom i Nuyrola-fallet kan åtgärder i form av sprängning, åter- perforering och optimering av vatteninjicering komma att utnytt- jas.

sa milillagro prtllaktltAlprofll för hldle ngurol.

och

IUuc:hnt.~O!JtfiUI~r

Nedan visas den sammanlagda produktionsprofilen for de båda fålten enligt utbyggnadsplanerna. Produktionsprofilerna visar att sammanlagt 35,23 miljoner fat kan utvinnas. Detta motsvarar 75% av de tillgängliga: utvinningsbara reserverna om 47 miljoner fat.

Ton 700 000 600000 500 000 400000 3QOOOO 200 000 100000

•

Ökad Kluchevskoye Ökad Middle Nuyrola Basplan

Produktionsprofil för Middle Nyurola och Kluchevskoyefälten (1 ton= 7,6 fat)

9

f1nanstella öutrviigandu

Det beräknade finansiella utfallet av de I6reslagna utbyggnads- planerna bygger på följande grundläggande antaganden:

• Ett exportpris får Urals blend om 22 USD. (Högsta och lägsta noteringar under 2003 har varit 34,72 USD respektive 22,88 USD per fat.)

• Ett genomsnittligt inhemskt oljepris om 13,00 USD per fat.

(Högsta och lägsta noteringar har under de senaste åren uppgått ti1123 USD respektive 4,5 USD per fat.)

• En diskonteringsränta om 15%.

• En exportandel som fortsatt motsvarar minst 30% av VTKs samlade produktion. (Hänsyn har här inte tagits till att försälj- ning kan komma att ske till högre priser än till de inhemska pri- ser som gäller vid försäljning till "nära" utlandet.)

• En deflation om 3% får den ryska rubeln gentemot den ameri- kanska dollarn.

Baserat på ovan angivna antaganden kommer VTK att behöva nya investeringar motsvarande 28 MUSD under 2004 och 2005.

Beloppet inkluderar återbetalning av befintliga banklån.

fr&mtlda

~trate_gl r~r

Uostok 011

För att minimera utspädningen av det finansiella utfall som beskrivits ovan, bör Vostok Oil fortsätta att expandera genom att driva projekt vid sidan av VTK. I den relativt outvecklade Tomsk- regionen finns möjligheter till sådan expansion. Vostok Oil är ett bland ett fåtal utländska bolag som bedriver verksamhet i områ- det vilket ger Bolaget- i egenskap av "first mover"- en fårdel- aktig position när det gäller möjligheten att erhålla ytterligare licenser.

Om Vostok Oil inte expanderar, bör Bolaget överväga att omstrukturera Vostok OH-koncernen får att finna en enklare och mindre kostsam struktur.

floanslena risher l)th ml)jltghettr

Ingen investering sker utan risk. Även om Ryssland under de senaste åren har fått ökad finansiell stabilitet finns fortfarande risker som är specifika får Ryssland. Väsentliga riskfaktorer, som

1

o

oljepriser och skattesatser, ligger utanfår V os tok Oils kontroll. De ekonomiska och tekniska antaganden som har legat till grund får den finansiella prognos som beskrivits ovan är därfår fårsiktigt beräknade. Ledningen för Vostok Oil menar att prognosen bygger på en riktig avvägning mellan risker och möjligheter. Diagrammet nedan visar känsligheten hos de viktigare variabler som ligger till grund för den finansiella prognosen.

+120%

~ _•'Il

..

+90%

>

~ +60%

Dl c

·;: +30%

-g

:'Il

;2

0%

Qj

.a

^-30%

c i!l

e

^-6o%

a.

-90%

- Pris på Brent r - - - l n hemskt pris

- Produktionsskatter

l - - - - Diskonteringsränta

·- Exportkvot l - - - _USD/Rubel deflation

~ ^.... -- -·- ^{-~ .. -- ~·}

-·--·

^.----·~-

^{_ _ _ _ ..}

~- ~

....

_,

-20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20%

Procentuell förändring av variabel

Som framgår av diagrammet är det fårändringar i det inhemska oljepriset som utgör den enskilt största risken

mr

^minskad

avkastning och- omvänt- den största möjligheten till ökad avkastning. Övriga variabler har en mer begränsad betydelse för projektets genomförbarhet, sett ur ett finansiellt perspektiv. Av särskilt intresse är den närmast neutrala effekten av förändringar i de internationella priserna. Detta beror på det ryska skattesyste- met. Ryska oljeproduktionsskatter baseras till stor del på export- priser och innebär att ju högre priser, desto högre skattesatser.

De inhemska oljeprisernas betydelse för projektet kan inte över- drivas. Dessa priser kommenteras därför i nästa avsnitt.

marknadsöuersikt

f Jc o

f'9:i ;,

ekonomiska och Dollilska lltuaUoDfi l 1

k n '

^{t hr.\}

Den politiska och ekonomiska situationen har efter president Putins tillträde på nyårsafton 1999 f"örbättrats väsentligt. Den politiska stabiliseringen beror i huvudsak på att regeringsvänliga partier fick majoritet i Duman (ryska parlamentet) i slutet av 1999. Efter att ha säkrat politisk konsensus, har Putin lyckats genomföra ett antal viktiga reformer.

Den makroekonomiska situationen har också utvecklats gynn- samt efter devalveringen hösten 1998. En bidragande faktor har varit den kraftiga reala försvagningen av rubeln (rubeln sjönk ini- tialt med omkring 50% efter devalveringen). Vidare har de för Ryssland mycket viktiga olje- och gaspriserna varit mycket gynn- samma. Olja och gas svarar för 50% av de ryska exportintäkter- na. slutligen har den politiska stabiliseringen uppmuntrat till ökande investeringar i Ryssland. Sammantaget har detta medfört att den ryska ekonomin vuxit snabbt de fyra senaste åren. Den ekonomiska tillväxten har även detta år fortsatt i en imponerande takt- enligt preliminära uppgifter var BNP-tillväxten 6,6% under årets första tio månader.

Parlamentsval i Ryssland kommer att hållas den 7 december. De Purin-trogna partierna väntas att fä majoritet i Duman. Nästa pre- sidentval sker i mars 2004. Till följd av presidentens starka popu- laritet är det mycket sannolikt att president Putin kommer att omväljas.

ntallfllfho 11omlskd nychtliBl

1997 1998

Nominell BNP-utveckling, miljarder RUB 2343 2630 Nominell BNP-utveckllng, miljarder USD 404 306

BNP per capita, USD 2 757 2089

Realförändring i BNP,% 1,4 -4,9

Realförändring i industriproduktion, % 2,0 -5,2

Arbetslöshet (%) 10,8 11,9

RU B/USD växelkurs, årsgenomsnitt 5,8 9,8

RUB/USD växelkurs årsslut 6,0 21,1

Producentprisindex, vid årets slut,% 7,5 23,2 Producentprisindex, årsgenomsnitt,% 15,0 7,1 Konsumentprisindex, vid årets slut.% 11,0 84,4 Konsumentprisindex, årsgenomsnitt,% 15,2 28,0

Intäkter,% av BNP 13,3 11,3

Utgifter,% av BNP 21,1 15,5

Totalt budgetsaldo, i % av BNP -7,8 -5,1

Primärt budgetsaldo, i% av BNP -2,8 -0,2

Export (varor), miljarder USD 89,0 74,9

Import (varor), miljarder USD 73,7 58,0

Handelsbalans, miljarder USD 15,3 16,9

Bytesbalans, miljarder USD 4,1 2,4

Valutareservervid årets slut, miljarder USD 17,9 12,2

...

Dfn

ry~h aUelnrJu~trlrt

R.rr:.sburll

m't r~t•

Ryssland är väldigt beroende av de globala energiprisema, och är i sig själv en mycket viktig del av den globala energimarknaden.

Detta kommer sig av att landet innehar världens största bevisade reserver av naturgas (drygt 30%), äger världens näst största kol- tillgångar och världens sjunde största oljereserver. Olja och gas står för 50% av landets export och utgör l 0% av BNP.

Hys/uJ ol/ms6tltJ

Enligt BP Statistical Review of World Energy uppskattades Ryss- lands bevisade oljereserver (proven reserves) tilJ 60 miljarder fat i slutet av 2002, vilket enligt samma källa motsvarade 5,7% av världens totala bevisade reserver vid samma tillfålle. Om sedan de stora ryska gasreserverna räknas om till fat oljeekvivalenter ändras bilden något. De ryska gasreserverna uppgick till motsva- rande 302 miljarder fat oljeekvivalenter i slutet av 2002, vilket då motsvarade 30,5% av världens globala gasreserver. De ryska olje- och gasreserverna motsvarade därmed cirka 18% av värl- dens samlade olje- och gasreserver i slutet av 2002.

1999 2000 2001 2002 2003E

4823 7 306 9039 10863 13 400

194 260 309 346 436

1332 1 796 2149 2412 3046

6,4 10,0 S,O 4,3 7,0

11,0 12,0 4,9 3,8 7,0

12,9 10,5 9,0 8,0 8,0

24,7 28,1 29,2 31,4 30,8

27,0 28,2 30,1 31,8 30,4

67,3 31,6 10,7 17,1 14.4

58,9 46,6 19,2 14,0 15,8

36,5 20,2 18,6 15,1 13,2

86,0 20,9 21,7 16,0 14,1

12,6 15,4 17,6 20,3 19;9

14,2 13,1 14,6 18,4 17,8

-1,6 2.4 3,0 1,8 2,1

1,5 4,8 5,6 4,4 3,8

75,7 105,1 101,6 107,6 127,0

39,5 44,9 53,8 61,0 77,0

36,1 60,2 47,8 46,6 50,0

24,6 46,8 34,8 33,2 32,2

12,5 28,0 36,6 47,8 66,0

Källa: Brunswick UBS Warburg, Troika Dialog

1 1

flndcliJU oKrldtns totaiii olju~r

övriga E u ropa och Euroasien 3,6% " ' Asien och "'-.

stillahavsområdet 3,7%

Nordamerika - 4,8%

7.4%

Syd-och _ _ /

Centralamerika 9.4%

- Mellanöstern 65,4%

Källa: BP Statistical Review of World Energy J une 2003 Anmärkning: Bevisade oljereserver är generellt sett de kvantiteter olja som geologiskochteknologisk information med rimlig säkerhetvisar kan utvin- nas i framtiden från kända reserver under nuvarande ekonomiska och ope- rationella förhållanden.

flrnf~l

illllllrldtru totil/8 t}ilsreseroeF

Syd- och Centralamerika

4,5% "

Nordamerika 4,6%

Afrika - - --1 7,6%

Asien och Sti Ilahavsområdet 8,1%

Övriga Europa - - - - " ' . och Eu roas i en

8,6%

Mellanöstern 36,0%

..._ Ryssland 30,5%

Källa: BP Statistical Review of World EnergyJune 2003 Anmärkning: Bevisade gasreserver är generellt sett de kvantiteter gas som geologisk och teknologisk information med rimlig säkerhet visar kan utvin- nas i framtiden från kända reserver under nuvarande ekonomiska och ope- rationella förhållanden.

R~"

k/8ss/RcertngssystNnel

;w

D(JeresfTUff

De ryska metoderna fOr beräkning av reserver skiljer sig från västerländskt accepterade metoder. Den västerländska metoden klassificerar olje- och gastillgångar som reserver om de är ekono- miskt utvinningsbara på basis av rådande teknik, pris och kost- nad, medan man i Ryssland klassificerar en tillgång som reserv om den är tekniskt utvinningsbar. Ryska oljef"Oretag böljar dock i ökande omfattning anlita västerländska företag for beräkning av olje- och gasreserver.

Rgslf oOrprodvhfltm under

W1ilt?

dr -In/f falt lu

JJft(qt

fäll ftiljt av llknln!l

Den ryska (sovjetiska) oljeproduktionen nådde en toppnivå om 4,1 miljarder fat år 1987 (11,42 miljoner fat per dag). Därefter stagnerade produktionen under en längre period till fOljd av rysk ekonomisk och politisk oordning och därmed förenade bristande investeringar. Den lägsta oljeproduktionen nåddes 1996 om 6,05 miljoner fat per dag, motsvarande drygt hälften av toppnivån

1987.

Den stora reala devalveringen av den ryska valutan som följde på Emerging markets-krisen 1998, i kombination med den starka återhämtningen av det globala oljepriset under 1999-2002, samt den under president Putin stabiliserade politiska situationen i lan- det, har därefter lett till en stark vinst-och produktionsökning i den ryska oljeindustrin. Under tiden 2000-2002 ökade den årliga oljeproduktionen med 6,0%, 7,7% respektive 9,1 %. Denna ökning fortsatte under 2003 och från januari till augusti under detta år har rysk oljeproduktion ökat 8,9% med en genomsnittlig produktion om 8,3 miljoner fat per dag. Efter att ha gått om USA under 2002 är nu Ryssland världens näst största oljeproducent efter Saudi-Arabien och är också världens näst största exportör av flytande kolväten (olja och produkter).

Dtn fl[ska ondelen au den r;lo1Jirld oQeprodukUonfiiiMiueradf!s under lq90-laftl

Det är i sammanhanget viktigt att förstå att minskningen av rysk (sovjetisk) oljeproduktion under 1990-talet samtidigt ledde till en kraftig minskning av den ryska andelen av den globala produk- tionen. År 1988 stod dåvarande Sovjetunionen för 21% av världs- produktionenjämfört med OPEC-ländernas dåvarande andel om 35%. År 2002 var motsvarande siffror för Ryssland och OPEC 10,7% respektive 38,4%.

frdmlldilgeoqrafisk liirskjutnfJJg dU fYSh ol}tproduhllon Huvuddelen av rysk olja produceras i västra Sibirien medan Volga-Ural är det äldsta och mest uttömda området som också producerar olja av låg kvalitet. Timan-Pechora längst upp i norr och Sakhalin i Fjärran Östern är nya fyndigheter som befinner sig i initiala produktionsfaser. Det finns också nya oexploaterade områden med stor potential i den norra Kaspiska regionen och östra Sibirien.

RgsJJ. lnhffllsli o/jellDnSU111tiDI1

Efterfrågan på olja under Sovjet-tiden var mycket hög på grund av att marknadspriser inte tillämpades under kommunisttiden.

Den inhemska konsumtionen har därefter krympt betydligt. För närvarande uppgår den inhemska konsumtionen (genomsnittligt under periodenjanuari till augusti 2003), definierad som raffine- rade produkter exklusive produktexport, ti111,28 miljoner fat olja per dag.

0/jehuiJ//ttl och 11risu

Det finns i huvudsak två olika exportoljekvaliteter i Ryssland:

Uralsblend ochSiberian light. Sibetian light, som produceras i Sibirien, har lägre svavelinnehåll och lägre viskositet än Urals blend- den råolja som produceras i Rysslands europeiska regio- ner. Den statligt ägda pipeline-operatören Transneft har ännu inte ett väl fungerande kvalitetsbanksystem för att kompensera produ- center för kvalitetsskillnader i den transporterade oljan. Produ- center som pumpar in olja med en kvalitet under genomsnittet i pipelinen kompenserar vanligen inte dem som producerar olja med en kvalitet över genomsnittet. Ett system för kompensation har diskuterats mellan Transneft och den ryska regeringen, men iden har stött på mycket motstånd från företag som verkar i områ- den med olja av låg kvalitet såsom Tatarstan och Bashkortostan.

Ural s bl end har historiskt sett handlats med rabatt j ärofört med benehmark-oljan Brent från Nordsjön. Både Uralsblend och Siberian light har en högre svavelnivå än Brent.

De inhemska ryska råoljepriserna har varit lägre än exportpriser- na huvudsakligen på grund av begränsningar i exportkapaciteten.

TroaSIJ()ft

dt'

r3ol}d - tnldstredm

Det statligt ägda fåretage t Transneft är världens överlägset största operatör av oljeledningsnätverk (pipelines), med 48 600 km pipe- line, 336 pumpstationer och 849 forvaringstankar för råolja. Olje- ledningsnätverket förenar de viktigaste produktionsområdena i Ryssland med Svarta Havet och de Baltiska hamnarna likväl som destinationer på land i östra, centrala och västra Europa. Trans- nett transporterar 93% av all inhemskt producerad råolja och pumpar runt 8,1 miljoner fat olja per dag. Transnerts volymer var, likt den ryska råolj eproduktionen, som lägst under 1996-1998 och har ökat sedan 2000.

Oljeledningssystemet har för närvarande tre huvudsakliga export- vägar:

• Svarta Havsvägen, med de tre viktiga hamnarna i Odessa, Novoroslisk och Tuapse.

• Druzhba-ledningen, som är den äldsta exportledningen. Denna oljeledning har använts sedan 1960-talet och är uppdelad på en nordlig och en sydlig del.

• Den Baltiska kanalen, som levererar råolja får export till Litau- en och terminalerna i Primorsk och Butinge.

Den ryska regeringen introducerade 1995 ett jämlikt fårfarande for fårdelning av tillgången till oljeledningssystemet i forhållan- de till mängden olja som respektive företag producerade. Syste- met tillät initialt ryska oljebolag att i genomsnitt exportera 30-35% av sin oljeproduktion. Den ryska mynrugheten MVK godkänner kvartalsvis scheman som fastställer mängden råolja som varje oljeproducent tillåts pumpa genom systemet. I septem- ber 200 l införde regeringen ett nytt fördelningssystem där till- gångsrättigheterna baseras på oljevolymen som producerats och levererats till pipelinesystemet, d. v. s. inte enbart i proportion till producerad olja.

rldfflnuderler - downrtre4trr

De inhemska raffinaderierna byggdes under Sovjettiden. Deras placering styrdes primärt av den lokala militärens behov och inte av regionens ekonomi. Som ett resultat av detta drivs många ryska rafrmaderier med lågt kapacitetsutnyttjande. Huvuddelen av Rysslands raffineringskapacitet ägs av s. k. VICs (vertikalt integrerade oljebolag). Deras andel uppgick 2002 till 73,2% av den totala kapaciteten. Denna siffra har stigit kraftigt under de senaste åren till fciljd av konsolideringsprocessen inom den ryska oljeindustrin. Oberoende raffinaderier står för 23,8% och Gaz- prom står för resterande del (3%) av den totala kapaciteten.

De ryska rafrmaderiernas kapacitetsutnyttjande var 67% år 2002, jämfört med 87,5% år 1990. Den tekniska nivån hos de ryska raf- fmaderierna är betydligt lägre än internationella nivåer. Många anläggningar är gamla och inget nytt raffinaderi har beställts sedan 1991.

Pn~•';!,!iStr~;YJ. i-~th1.'-f!1~'.!MNLJ ödJ tt:_•:,J5!J!P..li:it't'J~t!t/ ~il dta ri;ri.kB

!J/jt;!;-s~'J.K.itin

Den ryska oljeindustrins första steg mot privatisering togs 1992 då produktionsenheter, raffinaderier och distributionsenheter blev separata aktiebolag. Efter att statliga ägarandelar ett år senare konsoliderades till integrerade koncerner uppstod vertikalt inte- grerade oljebolag (VICs). Flera av dessa såldes seriare till fman- siella industrigrupper som tog konsolideringsprocessen ytWrliga- re ett steg. Under 1999-2000 slutförde de tre stora oljebolagen Surgutneftegaz, Sibneft och Yukos konsolideringen av sina dot- terbolag, och Lukoil förvärvade Komitek, landets då minsta VIC.

Det statligt ägda Or.ako såldes genom auktionsfårfarande i sep-

ternber 2000 till TNK-gruppen. TNK säkrade sedan kontrollen över 43% av Sidanko år 2001. Den största privatiseringsaffåren under 2002 var försäljningen av 74,95% av Slavneft till Sibneft och TNK får 1,86 miljarder USD. Privatiseringen av Rosneft, som är det sisla siatliga bolaget av betydande storlek, har blivit senarelagd på obestämd tid.

Under 2003 har de mest betydelsefulla händelserna inom den ryska oljeindustrin varit sammangåendena mellan BP och TNK samt mellan Yukos och Sibneft. I februari offentliggjorde BP och TNK beslutet att fusionera sina tillgångar i Ryssland och skapa ett nytt forelag. Enligt överenskommelsen betalar BP 6,75 miljar- der USD och bidrar med bolagets ryska oljetillgångar för en andel på 50% i det nya företaget. Det är den enskilt största inve- steringen ett utländskt företag gjort i Ryssland. I juli 2003 god- kände Europeiska Kommissionen affåren, vilket också det ryska antimonopol-ministeriet gjorde i augusti 2003.

I april offentliggjorde Yukos och Sibneft beslutet att fusionera sina verksamheter. Fusionen godkändes av det ryska antimono- pol-ministeriet i augusti. I början på oktober hade Yukos fårvär- vat sammanlagt 92% av Sibneft, och forberedde ett bud till kvar- varande aktieägare (8%) fiire årsskiftet. Dock meddelades det i slutet av november att fusionen hade avbrutits.

Yultos-Hreml-ktmfl!Mtt.

Den 4 juli arresterades Platon Lebedev, styrelseordfårande i Menatep och en av de största ägarna i Yukos, anklagad för får- skingring i samband med privatiseringen av en tillverkare av göd- ningsmedel. Lebedev är fortfarande arresterad i väntan på rätte- gång. Under de fciljande månaderna intensifierades konflikten mellan Yukos och slaten, genom att chefsåklagaren undersökte anklagelser om skattesmitning och genomfcirde polisrazzior mot Menateps kontor samt offentliggjorde att ett antal av Yukos che- fer skulle åtalas for begångna brott.

Konflikten eskalerade den 25 oktober när Michail Chodorkovskij, Yukos verkställande direktör, anhölls av den federala säkerhets- ijånsten på flygplatsen i Novosibirsk och flögs till Moskva där han åtalades för bland annat bedrägeri och skattesmitning. Mena-. tep-gruppens aktieinnehav på 44, l% i Yukos frystes den 30 okto- ber. I början av november avgick Chodorkovskij som VD för Yukos. Dessutom undersöker Ministeriet för naturtillgångar huruvida Yukos har uppfyllt sina licensavtal.

Åsikterna går isär vad gäller orsakerna bakom konflikten mellan Yukos och myndigheterna. Många tror att det har att göra med Chodorkovskijs politiska ambitioner och hans stöd till politiska partier som är mot Putin. Det återstår att se hur konflikten kom- mer att sluta. Chodorkovskij fårblir i häktet i avvaktan på rätte- gång for skattesmitning och bedrägeri. Det har inte offentligg- jorts när rättegånge.n kommer att hållas.

l"or~metmr

;am

'.!~~:.:1

k.• u

1!~t. r~~ka lnhtm~lta ofi.!il~r!;.et Följande avsnitt ger en mer detaljerad översikt över vilka faktorer som påverkar det ryska inhemska oljepriset. Det inhemska priset har historiskt sett varit lägre än exportpriset. Detta har generellt varit fallet även efter att exportskatt och transportkostnader dra- gits av, dvs nettointäkten har varit väsentligt högre på den expor- terade råoljan än på den inhemskt sålda oljan. De främsta anled- ningarna till detta är exportbegräsningarna i Transnetts pipeline, den inhemska oljefårbrukningen, tillväxten inom oljeproduktio- nen samt exporten av oljeprodukter och råolja. '

l 3

Eftersom den tekniska nivån på de ryska raffinaderierna är tämli- gen låg järnfOrt med västerländsk standard, raffineras den råolja som stannar inom landet huvudsakligen till produkter med låg marginal såsom brännolja och gasolja. De flesta raffinaderier i Ryssland ägs av vertikalt integrerade bolag. En följd av detta är att den ryska spotmarknaden för råolja är liten, och producenter som saknar egen raflmeringskapacitet är exponerade mot det voJatila inhemska oljepriset.

Betydande prissvängningar har historiskt sett uppstått när pipeline- systemet för export inte kunnat ta emot överskottsproduktion.

Det inhemska priset kan också påverkas negativt av dåliga väder- förhållanden, då exporthamnar i Svarta Havet och Baltikum kan bli tvungna att stänga temporärt. Det kraftiga prisfallet på inhemsk olja i slutet av 2002 berodde på en kombination av dåliga väder- leksförhållanden och en stor produktionsökning av råolja.

Från att ha legat på i genomsnitt 5,40 USD per fat under vinter- och vårsäsongen 2003 sköt det inhemska priset fart och uppgick till knappt l 7 USD per fat i mitten av september. Prisstegringen berodde huvudsakligen på en säsongsbaserad ökning av alternati- va transportmedel (järnväg och flodtransport) och hemmamark- nadens begränsade storlek, vilket gör den mycket priskänslig vid förändringar i utbud och efterfrågan. Det höga inhemska oljepri- set under de senaste månaderna har till och med medfört att det i vissa fall överstigit nettointäkten på exporterad olja. Även om det inhemska oljepriset har varit högt den senaste tiden, är dock marknaden, och därmed priset, mycket känsligt för förändringar.

Pris

^pf

rAoljrt: Ortils PKJ16rlptis

och lnhtrmhl

pris

(USD per fat) 35

-·

-

1 - - - -

l +-- v

^-.-t---'-

30

25 20

15 10

- · -

l

s

o

2000 2001 2002 2003

Inhemskt oljepris Urals exportpris

Källa: Troika Dialog

flaskhalsar Inom

lnfr~slrukturen

och ulbyggnad· qHn:ncr Ol]eexporl

Rysk olja exporteras till övervägande del via Transnefts pipeline- system. Transneft har inte utökat kapaciteten i samma takt som efterfrågan, och eftersom oljeexporten ökat kraftigt sedan 1999 kan inte systemet ta emot överskottsproduktion. Som en följd av detta har oljebolagen tvingats att använda andra, dyrare, sätt att exportera, eller att sälja oljan på den inhemska marknaden. De andra exportsätten består främst av järnvägs- eller flodtransport;

järnvägstransport är det klart dominerande. Export via järnväg ökade under år 2002 med 173% jämfört med 200 l, och fortsatte att öka med 58% under de åtta första månaderna 2003. I maj 2003 nådde järnvägsexporten sin högsta nivå med 917 tusen fat olja per dag.

14

Eftersom frakt viajärnväg kostar betydligt mer än via pipeline skall man ha i åtanke att den snabba ökningen av exporten via järnväg hänger ihop med det höga oljepriset.

Europa är den viktigaste avsättningsmarknaden för rysk olja, men USA och de asiatiska länderna, speciellt Kina, bedöms växa som exportmarknader för rysk olja de kommande åren. Den ryska energistrategin fram till 2020 prioriterar en diversifiering av olje- exporten, med en förstärkning av marknaderna i Nordamerika och Asien gentemot de nuvarande huvudmarknaderna i västra och södra Europa.

Den mest betydelsefulla faktorn för stabilisering av det inhemska oljepriset är flaskhalsarna i infrastrukturen för export. När dessa är bortbyggda förväntas det inhemska oljepriset hamna på samma nivå som nettopriset på exportolja. Tabellen nedan visar en över- sikt över utbyggnadsplanerna av pipelinesystemet under de närm- sta åren. Projekten beskrivs mer detaljerat nedan.

PfanN'dd

alm/ng

IJ(I

expo.rt/iilpaätrlen !

piptlltit'Sl$J~f1111l Pipeline/Terminal

(!OOOfatoljaperdag) 2003E 2004E 2005E 2006E 2007E 2008E Druzhba-Adria

BPS 120

Kholmogory·Kiin 140 Bourgas-Aiexandroupolis Kina

Fjärran östern Murmansk

360 100 120

100

150 200

Sammanlagt per år 260 360 220 450 100

150 200 200

1000 1200 450 2400

Källa: Mertill Lynch

Exporten genom Transnefts pipelinesystem till länder utanför OSS (Oberoende Staters Samvälde) frånjanuari till augusti 2003 var i genomsnitt 2 769 tusen fat olja per dag (den högsta nivån nåddes i augusti med 2 921 tusen fat), vilket innebar att pipeline- systemets fulla kapacitet användes. Den omfattande användning- en av järnväg för export understryker detta. Om man antar att 2 921 tusen fat olja per dag är Transnefts maximala exportkapaci- tet, så skulle den planerade utbyggnaden till 2008 innebära en ökning från nuvarande nivå med 130%.

/r.!l{lretlnpn ilU Ort12'hltil

Dt/1

Rdrlif

Actria-pipelinen sammanlänkar den kroatiska hanmen i Omisalj med de två kroatiska raffinaderierna Rijeka och Sisak. Den södra Druzhba-pipelinen förenar sig med Actria-pipelinen i Ungern. För närvarande kan rysk olja transporteras till raffinaderiet i Sisak.

Genom att vända flödet mellan Omisalj och Sisak syftar projektet till att göra det möjligt för rysk olja att transporteras till Omisalj.

Det skulle göra det möjligt för rysk olja att kringgå den trånga exportleden genom Bosporen.

IJP5 {&l/fiska Pipellf1W}rftmtt)

Den första delen i detta projekt fårdigställdes i december 200 l. Pipelinen sammanbinder oljefalten i västra Sibirien och Volga- Ural med den nybyggda hamnen i Primorsk i Finska viken. En anledning till att BPS byggdes var att minska beroendet av de baltiska hamnarna.

H/JolmlN}OI'IJ -Hlln

Detta projekt omdirigerar transporten av Siberian Light, som är en högkvalitativ olja från västra Sibirien. Detta uppnås genom att använda outnyttjad kapacitet i pipelinen Kholmogory-Klin.