Иван Капитонов о шаткости нефтегазовых опор отечественной экономики

Нефтегазовая опора российской энергетики отнюдь не так надежна, как мы думаем

Горизонт развития энергетики — ключевой элемент в оценке перспектив будущего развития любой страны. Нашей особенно. Без выручки от экспорта энергоресурсов никакой бюджет не скроить, и в структуре государственных доходов именно эта статья критически важна. Но она же одновременно и критически уязвима, если иметь в виду болевые точки отрасли и прежде всего ее нефтегазовой составляющей. Говорить об этом у нас как-то не принято, но говорить надо, иначе время будет упущено безвозвратно.

Предвижу вопрос: с чего вдруг такой драматизм? А вот с чего: по планам российского правительства наша нефтегазовая энергетика достигнет пиковых показателей в 2035 году, в то время как ведущие индустриальные державы, по прогнозам, как раз к этой дате диверсифицируют источники получения своего углеводородного сырья и перейдут на альтернативные источники энергии.

Готовы ли мы встретить этот вызов — вопрос, увы, риторический. И чтобы понять это в полной мере, достаточно пройтись по нашему нефтегазовому "рейтингу боли".

Догнать не можем

Главная проблема российской энергетики — технологическое отставание. Мы просто не можем обеспечивать сами себя необходимым современным оборудованием. До 2014 года эта проблема не ощущалась — внешние рынки были открыты и рады российским заказам. Но когда против нашей нефтегазовой отрасли были введены санкции, не то что колокольчик прозвенел, а грянул набат: сегодня зарубежное оборудование в отрасли занимает до 80 процентов. Например, оборудование для бурения скважин и управления добычей поставляла транснациональная корпорация "Шлюмберже". Она даже строила у нас свои сборочные предприятия, которые выпускали, например, погружные насосы. Но сборка есть сборка, а собственной полной технологической цепочки у нас как не было, так и нет. И просто нереально ее в ударные сроки своими силами наладить. Мы сами, к примеру, умеем делать задвижки для нефтепроводов, но, увы, они не выдерживают высокого давления и служат намного меньше, чем зарубежные аналоги. А после того, как санкции ударили по нашей нефтегазовой отрасли, поставки оборудования из развитых стран закрыты. Теперь закупаем оборудование, собранное в Китае, в том числе и для производства СПГ. Словом, производить свое — это замечательный лозунг. Вот только реализовать его пока не удается.

Неглубокая добыча

Еще одна нерешаемая задачка для отрасли — увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) из месторождений. За рубежом этот показатель превышает 55 процентов. В России он составлял 33 процента, а в прошлом году снизился до 20 — об этом говорил министр энергетики Александр Новак. Известно, что в добыче нефти есть три этапа. На первом используется природная энергия месторождения (пластовое давление). В таком режиме объем нефтеотдачи варьируется от 5 до 20 процентов. На втором этапе для поддержания пластового давления в скважину закачивается вода, это повышает нефтеотдачу от 20 до 60 процентов. На третьем, когда месторождение достигает высокой степени обводненности и истощенности, применяются высокотехнологичные методы увеличения нефтеотдачи. Именно они повышают уровень нефтеотдачи пласта до 75-85 процентов. Так вот, в России добыча идет в основном на двух первых этапах, причем с опорой на второй, то есть растет обводненность пластов — у нас она превышает 85 процентов. Это означает, что из тонны выкачанной массы более 850 кг — просто вода. Мы, по сути, снимаем сливки со "сладких" месторождений, оставляя под землей черное золото, потому что просто не можем его достать. Для этого нет ни своих специалистов, ни современных реагентов. Есть чужие, но в результате себестоимость дополнительно добываемой нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи у нас на 20-40 долларов за баррель выше по сравнению с другими странами. Поэтому нам проще и дешевле разрабатывать новые месторождения, чем работать на все еще богатых сырьем имеющихся.

Погоня за поездом, который ушел

Непростительно долгое время у нас делалась ставка на трубопроводный газ — довольствовались синицей в руке, в то время как остальной мир осваивал производство сжиженного. В итоге отстали и здесь: "Ямал-СПГ", по существу, первый российский проект, который будет запущен в 2017 году (сахалинский завод по производству СПГ строила американская Shell — "О"). Между тем в последние годы объемы мирового рынка СПГ стремительно росли, одновременно расширялась и география поставок. Сегодня 87 процентов прироста межрегиональной торговли газом приходится на СПГ, его покупают около 30 стран, а экспортируют — уже 20. Среди них не только крупнейшие игроки рынка — Катар, Малайзия, Нигерия, Австралия и Индонезия, но и, например, Папуа — Новая Гвинея, которая свой первый танкер с СПГ отгрузила 3 года назад. А в 2016 году первые поставки осуществили и США. Россия активно наращивает мощности по производству СПГ и планирует к 2040 году увеличить свою долю на мировом рынке до 14-15 процентов. Это возможно, конечно, если рынок немного "подвинется" и нормально воспримет наш газ. А с чего ему "двигаться", если мы на этом рынке пока в числе последних? Одно радует: на 17-й год газ еще не запущенной "Ямал-СПГ" уже на 80 процентов зафрахтован. Да и запасов газа у нас намного больше, чем нефти,— на ближайшие десятилетия они неисчерпаемы. Но вот незадача: добыча его с каждым годом все дороже ("Ямал-СПГ" скорее исключение из правил), а альтернативная энергетика — все дешевле.

Горизонты рентабельности

В 2017-м может начаться промышленная добыча в Японии гидрата метана, растворенного в морской воде. Его запасы во много раз больше традиционного газа. Пока что технология очень затратная: стоимость тысячи кубометров колеблется от 400 до 1200 долларов. Но это пока.

Кроме гидратов существует еще одна угроза — сланцевый газ, который становится все более конкурентоспособным. Американцы за счет совершенствования технологий смогли серьезно сократить затраты на его добычу. Сейчас она составляет 150-250 долларов за тысячу кубов. Пока еще дороже нашего газа. А завтра? Можно тешить себя тем, что в США уже исчерпаны наиболее легкие месторождения добычи сланцевого газа, но утешение слабое: работы над принципиально новыми технологиями извлечения газа идут. К сожалению для нас, мы такими технологиями в должной степени не обладаем.

Наиболее перспективный регион, на который делается ставка в добыче,— Арктика. Причем себестоимость нефти и газа в Арктике остается одной из самых высоких в отрасли; газ из новых материковых месторождений Арктики с учетом НДПИ, пошлин и налогов стоит 130-140 долларов за тысячу кубов (данные "Газпрома", 2017 год), а себестоимость арктической нефти, по данным Минэнерго РФ, в 2016 году составляла 63 доллара за баррель в среднем. Это данные только по добыче. Международная экологическая организация "Гринпис", учитывая проблемы транспортировки, считает стоимость газа с шельфа до 600 долларов. Проблема высокой себестоимости шельфовых проектов уже осознана, но решается лишь их закрытием. Так, например, из-за нерентабельности заморожено освоение Штокмановского газового месторождения с запасами в 3,8 трлн кубометров (одно из самых больших месторождений в мире).

При этом стоимость добычи арктической нефти и газа колеблется в зависимости от месторождений и применяемых технологий. Характерный пример использования нами технологий в Арктике: основа верхней (наиболее важной, технологической) части платформы "Приразломная" состоит из списанной платформы "Хаттон", построенной в 1984 году. Устаревшее оборудование надстройки уже после установки было признано не пригодным для арктических условий, и его пытались заменить отечественным, но 80 процентов поставленного отечественного оборудования "Приразломной" оказалось бракованным. В результате еще раз заменили. На этот раз дорогим импортным.

Так как мы не развиваем собственные технологии, то и рассчитывать, что получится цену добычи снизить, не приходится.

Инвестиционный голод

Во всем мире инвестиции связаны с ценами на нефть. После 2014-го, когда нефть резко подешевела, они снизились на 40 процентов. В России с инвестициями в разведку и добычу наблюдается схожая ситуация, однако она объясняется другими причинами. Общий объем частных и государственных инвестиций в отрасль 380 млрд рублей, а их большая часть приходится на разведку, а не на добычу. С 2010 года в России было открыто более 270 месторождений углеводородного сырья, что замечательно, конечно. Но основная часть — в удаленных от инфраструктуры и в сложных для освоения районах. Так что перспективы освоения зависят не только от качества самого месторождения, но и в решающей степени от стоимости нефти в мире. То есть поиски нефти и газа велись там, где добыча при нынешних ценах нерентабельна и экологически небезопасна. Арктика, например, официально заявляется как наиболее перспективная зона для добычи. Однако геологоразведка и добыча в ней — две разные вещи. Можно привести в пример один только магистральный трубопровод Заполярье — Пурпе, обеспечивающий доставку нефти из Ярудейского и Мессояхского месторождений. Он стоил 200 млрд рублей. В пору высоких цен предполагалось, что он окупится за 19 лет. Теперь считают, что потребуется 25 лет. Но, повторю, по прогнозам всех энергетических агентств, к 2040 году в мире произойдет широкомасштабное внедрение альтернативных технологий генерации, а спрос на нефть и газ начнет постепенно снижаться. Связано это будет прежде всего с выводом из эксплуатации объектов традиционной генерации и снижением доли автомобилей с ДВС. То есть срок окупаемости при такой стоимости освоения явно превышает тот разумно допустимый период, когда спрос на нефть и газ снизится, а дальнейшая эксплуатация арктических месторождений может вообще потерять смысл.

Отсутствие надежной гавани

Но даже вопрос об окупаемости инвестиций для российских компаний не главный. На первом месте стоит другой: что будет через 5-10 лет с правами инвесторов? У нас бесконечно обсуждаются вопросы о пошлинах, налогах, реформах и даже о национализации нефтегазовой отрасли, а в результате нет стабильного законодательства, нет гарантий, защиты прав инвестора. Нефтянка — системообразующая отрасль в стране. Заработанные в ней капиталы могли бы быть направлены на трансформацию национальной экономики, на создание новых предприятий и высококвалифицированных рабочих мест, могли бы обеспечить технологический перелом в экономике. Но пока нашим инвесторам зачастую безопаснее приобретать активы за рубежом, инвестировать в добычу нефти и газа на шельфах, в нефтепереработку, в сети заправочных станций там, а не у себя дома. Роман Абрамович, например, вложился в добычу сланцевой нефти в США и в британскую компанию AFC Energy, которая занимается производством водородных топливных элементов. Виктор Вексельберг решил вкладывать полученные после продажи ТНК-ВР деньги в немецкие предприятия черной металлургии. Михаил Фридман заработанные в той же компании деньги инвестирует в IT-стартапы, медицину, недвижимость — тоже за рубежом. И это понятно и объяснимо: инвестиции "там" более защищены в долгосрочной перспективе, пусть даже они производятся в проекты с большим сроком окупаемости. И ситуацию не переломить, пока самой надежной гаванью для любого инвестора не станет сама Россия. А пока этого нет, остается только отслеживать статистику вывоза капиталов.

По планам российского правительства наша нефтегазовая энергетика достигнет пиковых показателей в 2035 году, в то время как ведущие индустриальные державы как раз к этой дате диверсифицируют источники получения углеводородного сырья и перейдут на альтернативные источники энергии

Иван Капитонов, старший научный сотрудник Института экономики РАН, руководитель программы магистратуры Высшей школы корпоративного управления РАНХиГС