Российский нефтегаз 30 лет спустя
Вход
Авторизуйтесь, если вы уже зарегистрированы
(Голосов: 11, Рейтинг: 4.45) |
(11 голосов) |
Эксперт РСМД
На первый взгляд, может показаться, что развитие нефтегазового сектора России не поддается долгосрочному прогнозированию. На протяжении десятилетий появляются сообщения о том, что запасы нефти и газа в России вот-вот кончатся, однако, несмотря на определенный спад в 1990-х гг., позиции России на мировых рынках нефти и газа оказались более чем прочными. На фоне рекордно высоких показателей добычи нефти и ввода ряда новых нефтегазовых месторождений в строй задача максимально точно спрогнозировать тенденции развития энергетики России становится еще более актуальной.
На первый взгляд, может показаться, что развитие нефтегазового сектора России не поддается долгосрочному прогнозированию. На протяжении десятилетий появляются сообщения о том, что запасы нефти и газа в России вот-вот кончатся, однако, несмотря на определенный спад в 1990-х гг., позиции России на мировых рынках нефти и газа оказались более чем прочными. На фоне рекордно высоких показателей добычи нефти и ввода ряда новых нефтегазовых месторождений в строй задача максимально точно спрогнозировать тенденции развития энергетики России становится еще более актуальной.
Министерство энергетики России традиционно предпочитает консервативный подход в отношении прогнозов. Например, выдвинутый в Энергетической стратегии РФ от 2000 г. целевой уровень добычи нефти в 350 млн тонн, который предполагалось достичь к 2020 г., был преодолен уже через два года. В 2002 г. актуализированная версия Энергетической cтратегии-2020, направленная на исправление недочетов предыдущего документа, в рамках оптимистического сценария предполагала выход нефтедобычи на уровень 520 млн тонн в год к 2020 г. Предел нефтедобычи в 520 млн тонн был в очередной раз преодолен заблаговременно, в 2013 г. В отношении газа прогнозы, наоборот, как правило оказываются выше итоговых показателей. Уже не одно десятилетие ожидается преодоление Россией барьера в 700 млрд м3 добытого газа, однако ввиду недостаточного спроса на мировом и домашнем рынках, этот рубеж все еще остается непреодоленным.
Причиной падения нефтедобычи в России в 90-х гг. была финансовая несостоятельность нефтяного бизнеса и государства в целом.
Примечательное подтверждение нецелесообразности списывать приспособляемость нефтегазовых компаний России со счетов представляют собой прогнозы Центрального разведывательного управления. Например, в 1981 г. ЦРУ прогнозировало падение нефтедобычи в СССР уже к 1985 г., однако вопреки этим ожиданиям советские нефтяники смогли в 1987–1988 гг. установить рекордные показатели добычи в 569 млн тонн, которые до сих пор не были преодолены. Совокупные запасы нефти всего Советского Союза по состоянию на начало 1990-х гг. составляли порядка 60 млрд баррелей — в 2016 г. их было 102 млрд баррелей. Падение нефтедобычи в России все же действительно произошло и продолжалось фактически на протяжении всех 1990-х гг. Однако оно лишь косвенно было вызвано истощением запасов в месторождениях — основной причиной была финансовая несостоятельность государства и самих нефтегазовых компаний.
Постепенный рост
График 1. Добыча и экспорт нефти в Российской Федерации 1991–2016 гг.
Источник: ЦБ РФ, МЭА.
В годовом исчислении добыча нефти в России растет с 2008 г. (см. график 1), и тенденция к увеличению будет выдержана даже в среднесрочной перспективе, до 2021 г. Этому будет способствовать, с одной стороны, продолжающееся замедление темпов снижения добычи на месторождениях с высоким уровнем выработки в Западной Сибири, а с другой — введение в строй и выход на пиковые показатели добычи ряда перспективных месторождений. В 2017 г. будет введено в строй Куюмбинское месторождение (запасы оцениваются в 282 млн тонн), в 2018 г. — Тагульское (286 млн тонн) и Юрубчено-Тохомское (351 млн тонн), а в 2020 г. будет запущено Лодочное месторождение (128,7 млн тонн).
Ряд месторождений, добыча на которых была запущена в благоприятных ценовых условиях в начале 2010-х гг., выйдут на предельные показатели добычи к концу десятилетия. В 2018–2019 гг. на пик добычи выйдут, среди прочих, месторождение им. Требса и Титова (5 млн тонн в год), им. В. Филановского (6 млн тонн в год), Восточно-Мессояхское (5,6 млн тонн в год), Среднеботуобинское (5 млн тонн в год), Приразломное (5,5 млн тонн в год) и Имилорское (6–7 млн тонн в год). Таким образом, если исходить из того, что попытки нефтедобывающих государств коллективно договориться о заморозке добычи «черного золота» не материализуются и российское правительство не станет менять налоговый режим, уровень добычи в 2020 г. вплотную приблизится к рекордным показателям 1987-1988 гг., достигнув порядка 560–562 млн тонн.
Экспорт российской нефти будет и впредь занимать ведущие позиции на мировых рынках: в 2017–2021 гг. он будет колебаться в интервале 240–290 млн тонн в год. Россия обладает довольно эффективным механизмом сдерживания объемов экспорта — в случае падения мировых цен на нефть слабеет экономика страны, а вместе с ослаблением экономики падает и внутренний спрос на нефть и нефтепродукты. В случае роста мировых цен инвестиции в добычу нефти на месторождениях с более сложной структурой нефтеносных пластов и более высокой себестоимостью добычи будут увеличиваться, способствуя росту общего объема добычи, что, в свою очередь, приведет если не к росту объемов экспорта, то к их поддержанию на установленном уровне.
График 2. Добыча и экспорт газа в Российской Федерации в 1991–2016 гг.
Источник: ЦБ РФ, МЭА.
В отличие от нефтяного сектора, добыча газа в России не испытала серьезных шоков в течение 25 лет ее существования (см. график 2). Несмотря на то, что добыча газа в течение последних трех лет стагнировала, Россия находится на грани качественного прыжка и выхода на первое место в списке газодобывающих государств мира. «Газпром», ведущий игрок на газовом рынке России, к 2016 г. располагал 200 млрд м3 запасных мощностей добычи, которые недоиспользованы ввиду отсутствия спроса и диверсифицированных транспортных маршрутов. По мере того как будет наполняться газопровод «Сила Сибири», строительство которого должно завершиться к концу 2019 г., и его многочисленные ответвления, будут созданы все условия для наращивания добычи газа.
Анна Манафова:
Перспективы России и ССАГПЗ:
ОПЕК, Россия и падение цен на нефть
В документах Министерства энергетики выдвигается предположение, что к 2035 г. добыча газа достигнет 878 млрд м3. Достижение этой метки вполне реально в силу ряда причин. Во-первых, «Газпром» выведет супергигантское Бованенковское месторождение (запасы оцениваются в 4,9 трлн м3) на пиковый уровень добычи в 115 млрд м3 в год и введет в строй ряд крупных месторождений: Чаяндинское (1,4 трлн м3) в 2018 г., Харасавэйское (1,3 трлн м3) и Южно-Киринское (0,7 трлн м3) — в 2019 г. Во-вторых, росту добычи будет способствовать увеличение мощностей других компаний. «Роснефть» и НОВАТЭК намереваются довести добычу газа до 100 млрд м3 в год. В-третьих, необходимость закрепиться на мировых рынках сжиженного природного газа (СПГ) будет толкать Россию наращивать объемы добычи. С этой целью будут вводиться первая линия Ямал СПГ (5,5 млн тонн в год) в 2017 г., Балтийский СПГ (10 млн тонн в год) в 2020 г., а в третью очередь «Сахалин-2» (5 млн тонн в год) — в 2021 г. На самом деле, Россия, занимающая по состоянию на 2016 г. лишь 4% мирового рынка СПГ, могла бы проводить более агрессивную политику на данном рынке, однако ввиду неблагоприятных геополитических и ценовых условий некоторые проекты были отложены на 2020-е гг.
Несмотря на то, что у России есть серьезный потенциал быть более агрессивным игроком на рынке СПГ, многие проекты в этой сфере будут размороженны в 2020-х гг. На тот же период прогнозируется повышение ее доли на европейском газовом рынке.
Традиционно приоритетным рынком для экспорта российского газа была Европа. Текущий объем поставок газа — интервал между 150–170 млрд м3 — будет сохранен и в среднесрочной перспективе, несмотря на наличие запасных мощностей и колоссальных запасов, не будет существенно увеличиваться. Основная причина — обструкционизм Европейской комиссии, не желающей дальнейшей укрепления «Газпрома» на европейских рынках. Однако наличие СПГ в Соединенных Штатах, Катаре и у других поставщиков на рынках, традиционно покупавших поставляемый из России трубопроводный газ, может также усложнить положение российского монополиста. В надвигающейся ценовой конкуренции с СПГ Россия обладает более выгодным положением, так как более низкая себестоимость добычи и девальвированный рубль позволит ей снизить цену до неприемлемого уровня для поставщиков СПГ. Таким образом, прогнозируемое уже не один год повышение доли России на газовом рынке Европы (примерно до 40%) произойдет только во второй половине 2020-х гг. В среднесрочной перспективе большая часть прироста добычи будет направлена на покрытие контрактных обязательств в отношении Китая и других азиатских стран.
Маловероятно, что к 2021 г. экспорт газа будет либерализован и «Газпром» лишится права монопольных поставок за рубеж. Хотя Федеральная антимонопольная служба активно выступает за либерализацию экспорта и внутренних цен на газ (будучи государственной компанией, «Газпрому» приходится обеспечивать российские регионы «голубым топливом» зачастую себе в убыток), вплоть до 2018 г. правительство не будет предпринимать резких мер в этом направлении. После 2018 г., и то лишь после усиления давления на правительство со стороны независимых компаний, вероятен сценарий, согласно которому заинтересованные в поставках газа за рубеж добывающие концерны — «Роснефть», НОВАТЭК и другие — через систему и механизмы «Газпрома» смогут пробиться на мировые рынки газа. Возможно, это произойдет по восточному направлению поставок, которое будет приобретать все большее значение для энергетики России.
К концу 2019 г. будет введен в эксплуатацию магистральный газопровод «Сила Сибири». Параллельно будет осуществляться строительство Амурского газоперерабатывающего завода, ввод в строй которого намечен на 2024 г. Помимо переработки газа, Амурский ГПЗ станет ведущим производителем гелия в мире. Восточносибирские месторождения обладают более сложным компонентным составом, нежели залежи в других газоносных регионах России — только Ковыктинское и Чаяндинское месторождения содержат 3,7 млрд м3 гелия. Что касается нефтяной промышленности России, ее переработочные мощности все еще ниже показателей 1991 г. (6,5 млн баррелей в день и 7,2 млн баррелей в день соответственно). После того как за последние 20 лет не было введено в строй ни одного крупного нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), за счет реконструкций НПЗ ожидается постепенное наращивание нефтеперерабатывающих мощностей.
Залог будущих успехов
В мировом масштабе 2015–2016 гг. представляют собой один из тяжелейших периодов в XXI в. для нефтегазового сектора. Например, с 1952 г. не было ни одного года, когда количество открытых конвенциональных месторождений нефти было настолько низко, как в 2015 г. Большинство месторождений, открытых в течение последних трех лет в России, — это сателлитные залежи близлежащих крупных месторождений. Нефтегазовые компании в период низких цен предпочитают проекты с высоким синергетическим уровнем и сторонятся крупных проектов, требующих обустройства с нуля. Тем не менее российские нефтегазовые компании справляются с периодом низких цен на энергоносители лучше, чем западные мейджоры, так как в долларовом эквиваленте стоимость бурения скважин и себестоимость добычи в среднем упали в среднем на 30–40% в период 2014–2016 гг., что минимизировало отрицательное воздействие глобальных трендов на отечественный газовый сектор.
Сотрудничество с азиатскими странами в сфере газовой промышленности будет одним из наиболее активных направлений.
Ряд территорий могут внезапно появиться на нефтегазовой карте России. Разработка более глубоких, в том числе подсолевых залежей в ряде традиционно нефтедобывающих регионов, а также освоение шельфа Карского, Баренцевого, Балтийского, Черного или Азовского морей может привести к изменению энергетической карты России. Например, Карское море содержит до трети геологических совокупных запасов углеводородов по морям России. Шельф между архипелагом Новая Земля и Ямальским полуостровом, в рамках которого на данный момент зафиксированы лишь три крупных месторождения — Победа (нефтегазовое), Ленинградское (газовое) и Русановское (газовое), — один из наиболее многообещающих нефтегазовых регионов мира. Проведение геологоразведочных работ (ГРР) в столь отдаленных от населенных пунктов и суши местах — дорогостоящая затея, поэтому интенсификация ГРР произойдет только по мере роста цен на энергоносители. Тем не менее перспективы разведки весьма существенные, ведь за 2005–2015 гг. удалось провести 3D-сейсморазведку лишь 1,2% континентального шельфа России.
Министерство энергетики России предполагает, что за счет проведения дополнительных геологоразведочных работ Россия сможет нарастить запасы нефти на 13–15 млрд тонн, а газа — на 25–27 трлн м3. Эти объемы, безусловно, пригодятся России, однако следует отметить, что нефтегазовая эпоха в России удачно совпала со всеобщим трендом по использованию углеводородов. Предположительно, во второй половине 2020-х гг. добыча нефти в России начнет снижаться, в том числе из-за того, что потребление топлива по мере внедрения передовых электротехнологий в производстве автомобилей начнет снижаться. Падение добычи будет плавным в 2030-е гг. Россия все еще будет добывать 470–520 млн тонн. Параллельно с началом снижения добычи нефти возрастут объемы добычи газа. Этому будут способствовать введение в строй новых транспортных коридоров в направлении Азии и консолидация позиций России на азиатском рынке, разработка СПГ-терминалов и ряд других факторов. На фоне этой эволюции России крайне важно не забывать про возобновляемую энергетику, так как в долгосрочной перспективе именно она станет краеугольным камнем новых глобальных трендов.
(Голосов: 11, Рейтинг: 4.45) |
(11 голосов) |
