Экономика и альтернативы нефтегазовым проектам на арктическом шельфе

 

Автор

Чупров Владимир, Гринпис России

 

    Потенциал и себестоимость добычи нефти
    В России к 2020 г. на арктическом шельфе будет добываться около 10 млн т нефти1 (в целом добыча нефти в 2010 г. составила порядка 500 млн т).
    По признанию идеологов неф­тегазового освоения Арктики, осваивать углеводороды на шельфе будет труднее, чем космос2. Рентабельность добычи нефти на арктическом шельфе критически зависит от качества нефти3, при этом не учитывается стоимость ликвидации последствий возможных нефтяных разливов. Для решения проблемы стоимости проектов для наземных месторождений в Арктике уже применяются льготные схемы в части оплаты налога на добычу полезных ископаемых. Без таких льгот арктическое нефтяное освоение просто не состоялось бы. Тяжесть налоговых льгот несет федеральный бюджет, а инвесторы попадают в сильную зависимость от решений Правительства Российской Федерации.
    Потенциал и себестоимость добычи газа
    Для газа перспективы объемов добычи на морском шельфе более значимы — получение до 140 млрд м3 газа к 2030 г. (90 млрд м3 — Баренцево море, около 50 млрд м3 — Карское море)4. С другой стороны, снижение газодобычи5 в Надым-Пур-Таовском регионе (до 90% всей газодобычи в России) в период 2009—2030 гг. составит 330 млрд м3, что означает, что карские месторождения (даже с учетом наземных месторождений на Ямале — порядка 140 млрд м3) не смогут закрыть выпадающие мощности в этом регионе. Штокмановское месторождение (90 млрд м3) будет ориентировано на экспорт.
    Экономические показатели арк­тического газа также не имеют рыночной привлекательности. Себестоимость газа шельфа Карского моря может составить не менее 300 долл. за 1000 м3, что близко к цене на рынках Центральной Европы6 (см. рисунок). По оценкам представителей Газпрома, проведение комплексной экологической оценки Штокмановского месторождения делает проект нерентабельным7. Именно поэтому шельфовые газовые проекты во многом зависят от налоговых преференций. Хотя даже с учетом льгот кардинально картина себестоимости газодобычи не меняется: освобождение от НДПИ приведет к снижению себестоимости на 16—19 долл. за 1000 м3, от налога на имущество — еще примерно на 5%. Реальным изменением себестоимости может стать освобождение от таможенных экспортных пошлин (до 30% таможенной стоимости газа). Но данная льгота (стоимостью для бюджета до 10 млрд долл. ежегодно) не решит проблему высокой себестоимости газа для внутреннего рынка.
    Кроме налоговых льгот, для неф­тяных и газовых проектов предполагается мощнейшая прямая государственная поддержка по другим направлениям, например в виде госпрограмм строительства обеспечивающего флота и финансирования разведочного бурения. В последнем случае государственное субсидирование оценивается в размере до 1,3 трлн руб. до 2030 г.8 (для сравнения: расходная часть годового федерального бюджета РФ составляет около 10 трлн руб.).
    Некоторые экономические риски проектов нефте- и газодобычи на арктическом шельфе
    Риски, связанные с недоизученностью арктического шельфа
    По оценке Минприроды России, на доизучение арткического шельфа потребуется 18 лет (сейчас разрабатывается соотвествуюзая программа). Потенциальные запасы нефти на арктическом шельфе составляют 105 млн т (категории A+B+C1)9. При этом в стране добывается 500 млн т нефти ежегодно, а все запасы нефти в РФ оцениваются в 10 млрд т10. Еще одно сравнение — резервные мощности по добыче нефти в странах ОПЕК составляют порядка 300 млн т в год11.
    Риски, связанные с правильностью оценок месторождений и их качеством могут быть проиллюстрированы на примере Южно-Хыльчугского месторождения (ЛУКОЙЛ) в Ненецком автономном округе (наземное месторождение в Арктике в нескольких десятках километров от побережья Ледовитого океана и примерно в 100 км от месторождения Приразломное, где размещена первая в мире промышленная буровая морская платформа). Добыча компании «ЛУКОЙЛ» в РФ составила 90 млн т в 2010 г. — 2-е место по добыче в России12. Южно-Хыльчугское месторождение должно было в течение нескольких лет обеспечивать около 10% добычи ЛУКОЙЛа в России. В 2010 г. обводненность Южно-Хыльчугского месторождения ставила 31,4% против 2,1% в 2009 г.13 В основном результате падения неф­тедобычи на Южном Хыльчую объем перевалки нефти через терминал Варандей снизился в 2011 г. по сравнению с 2010 г. почти в 2 раза — примерно на 4 млн т14.
    В подобной ситуации оказалась компания CAIRN, которая в 2011 г. не нашла коммерческих запасов нефти на шельфе к западу от Гренландии. Потери компании составили 600 млн долл. Компания оказалась в более выигрышной ситуации, чем ЛУКОЙЛ, — она просто не нашла достаточных запасов нефти, хотя при этом стоимость акций компании упала на 37%15.
    Риски, связанные с бюджетной зависимостью нефтегазовых проектов
    Как показано выше, одним из рис­ков для инвесторов является сильная зависимость от решений правительства России, которое, в свою очередь, зависит от поступлений нефтегазового сектора, являющихся основой доходной части федерального бюджета. При этом правительство понимает, что перекос в сторону сырьевого сектора необходимо исправлять и периодически возвращается к пересмотру традиционной модели экономики в пользу ускоренного развития несырьевого сектора. Последнее такое заявление было сделано премьер-министром В. Путиным 21 декабря 2011 г.: «Для нас очевидно — такие амбициозные задачи, которые мы перед собой ставим, можно решить только в рамках новой модели экономического роста, драйвером которого станет, должен стать не сырьевой комплекс, а мощный, высокотехнологичный, именно производственный бизнес... Надо отметить, что налоговая нагрузка распространяется неравномерно, даже в производственном секторе, в производственных отраслях. Например, по виду деятельности: по производству машин и оборудования налоговая нагрузка составляет 11,1%, по строительству — 11,3%, а по металлургии — 3,3%, по производству кокса и нефтепродуктов — 5%... В целом очевидно, что стране сегодня необходим решительный налоговый маневр. Нужна современная структура налоговой системы. Следует подумать об оптимизации тех налогов, от которых в первую очередь зависит качественный экономический рост».16
    Традиционные российские риски, связанные с коррупцией
    Опуская причины такого положения, необходимо констатировать, что коррупция наносит прямой ущерб коммерческим проектам. Недавний пример — журналистское расследование стоимости строительства платформы «Приразломная» — первой в мире морской платформы промышленной добычси нефти в Арктике. Дочерняя компания Роснефти и Газпрома — Севморнефтегаз — купила платформу Hutton для достройки платформы «Приразломная» за 67 млн долл. у норвежской компании Monitor TLP Ltd., зарегистрированной на Каймановых островах. (Monitor TLP Ltd. не числилась в ре­гистре норвежских компаний, при этом местом регистрации самой платформы значился Берген в Норвегии). Monitor TLP Ltd., в свою очередь, купила Hutton у американской компании Kerr-McGee, эксплуатировавшей ее в Северном море на месторождении Hutton за 29 млн долл.17
    На этом примере можно оценить порядок коррупционной ренты, которую будут вынуждены платить участники арктических проектов в России — до 50% от стоимости проектов.
    Но это не предел. В соотвествии с другим журналистским исследованием, стоимость прокладки 1 км газопровода Nord Stream с российской стороны оказалась почти в три раза выше, чем с германской (5,8 млн евро против 2,1 млн евро)18. Таким образом, коррупционная рента может достигать почти 200%.
    Риски, связанные с системой принятия стратегических решений в нефтегазовой отрасли
    Система принятия решений в неф­тегазвой отралси (особенно в Газпроме) крайне централизована и политизирована. Например, с ней связано принятие решение о строительстве газопровода «Алтай» до заключения контракта на поставку газа в Китай19 (25—30 млрд м3 ежегодно). Идея восточного направления газового экспорта принята на политическом уровне несмотря на то, что китайское руководство не согласно покупать дорогой российский газ, имея более дешевых поставщиков из Юго-Восточной Азии.
    Еще одним примером системной ошибочности при принятии решений является одобрение правительством Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики (названной вторым ГОЭЛРО). Согласно этой схеме к 2020 г. предполагалось удвоить производство электроэнергии, а значит, значительно увеличить потребление газа в электрогенерации — на 30 млрд м3 к 2020 г. Генсхема оказалась, мягко говоря, ошибочной, но все ее показатели в части газа перешли в Стратегию развития газовой отрасли.
    Технические риски, связанные с низким качеством исполнения проектов
    Оставляет желать лучшего и качество выполнения опасных проектов.
    Одной из вероятных причин гибели платформы «Кольская» является низкое качество подготовки буксировки платформы. По результатам журналистского расследования, платформа на момент буксировки имела трещины в днище20. По некоторым данным, ее вообще нельзя было буксировать в зимнее время. Характерно, что накануне трагедии платформа «Кольская» вела разведочное бурение, не имея заключения государственной экспертизы.
    Примеры низкого качества исполнения опасных проектов можно найти не только у российских компаний. Так, низкое качество цемента на Deep Water Horison было одной из причин масштабной трагедии в Мексиканском заливе21.
    Технические риски усиливаются в связи с тем, что государственный контроль за компаниями либо отсутствует, либо он очень низкого качества.
    Альтернативы нефтегазовому освоению арктического шельфа
    Заменой нефти на транспорте в среднесрочной перспективе (ближайшие десятилетия) станут двигатели на электрической тяге и до какой-то степени биотопливо. Например, производство биобутанола в России может достичь к 2030 г. 2 млн т. Для сравнения, пик добычи нефти на платформе «Приразломная» составит порядка 6 млн т. В ближайшей перспективе нефть на транспорте в России может активно замещаться природным компримированным газом.
    В части альтернативных запасов нефти можно привести возможный их рост за счет увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). В настоящее время средний проектный КИН в России составляет 37%. Достигнутый КИН, т.е. доля извлеченных запасов в геологических запасах, составляет в России 20%. Разница между проектным и достигнутым КИН — это запасы, еще находящиеся в недрах. Увеличение проектного КИН только на 5% (до 42%) даст дополнительные извлекаемые запасы в количестве более 4 млрд т22. Для сравнения, извлекаемые запасы месторождения «Приразломное», где уже размещена первая в мире морская промышленная платформа по добыче нефти, составляют всего 72 млн т нефти.
    Кроме того, интенсификация неф­теотдачи с действующих скважин может обеспечить 60—80 млн т нефти ежегодно. При этом стоимость добычи тонны нефти в освоенных районах с применением методов увеличения нефтеотдачи в 1,8 раза ниже по сравнению с затратами на освоение новых месторождений23.
    К альтернативному потенциалу можно также отнести более глубокую переработку нефти которая в России традиционно низкая — примерно 70%24. В результате из страны экспортируется до 70 млн т топочного мазута (2010 г.)25. Часть этого мазута могла бы служить для получения транспортного топлива.
    Альтернативами арктическому газу в первую очередь являются проекты в области газосбережения. Такую возможность признает и Газпром. По словам начальника департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа О. Аксютина, анализ, проведенный в рамках Энергетической стратегии РФ, показывает, что к 2020 г. необходимость в дополнительных объемах газа составит 160–250 млрд м3 в год в зависимости от сценария развития экономики страны, а потенциал энергосбережения равен 170 млрд м3 в год. «Таким образом, инвестиции в разработку новых месторождений и энергосбережение могут конкурировать. Где будет приоритет финансирования — во многом зависит от результативности работ, направленных на повышение энергоэффективности. С учетом увеличения затрат и труднодоступности новых месторождений, инновационные технологии энергосбережения, которые раньше были более дорогие, чем затраты на добычу, могут стать актуальными.»26
    Среди технологий газосбережения можно выделить утилизацию попутного нефтяного газа и модернизацию газовых ТЭС, имеющих крайне низкий КПД. Кроме указанных технологий, существуют альтернативные источники получения газа, такие как шахтный метан и биогаз (см. таблицу).
    К сожалению, внимание государства к проектам в области нефте- и газосбережения не идет ни в какое сравнение с активностью государства в нефтегазовых арктических проектах. Например, в недавно принятой государственной программе энергосбережения стоимостью около 10 трлн руб. до 2020 г. (экономия 195 млн т условного топлива ежегодно к 2020 г.) доля федерального бюджета составляет менее 1% — 70 млрд руб. В программе (проект) по разведке континентального шельфа (львиная доля — арктические шельфы) из всей стоимости программы свыше 7 трлн руб. (один из вариантов) государственное участие составляет 1,3 трлн руб., или более 18%.