Эксперт Эксперт - Эксперт № 21 (2014)

Кто опаснее сланца

Таким образом, сланцевые углеводороды, безусловно, повлияют на российский экспорт, предупреждают ученые, однако не скажутся на нем критическим образом. Но даже без сланцевых сценариев ожидаемое снижение выручки от экспорта газа и особенно нефти существенно уменьшит их вклад в ВВП страны. Сланцевая опасность усиливается сочетанием с дешевым предложением сырья новыми производителями и стагнацией уровня добычи нефти в самой России. Как раз об этом говорит сценарий «Новые производители». Нефтедобыча в Бразилии к 2040 году может достичь 320 млн тонн, Ирак мог бы начать добывать даже 670 млн тонн уже к 2020 году, но более реальная цифра — 425 млн тонн, и при небольшом внутреннем потреблении это означает, что почти вся она может быть выброшена на внешний рынок. Небольшой пока из-за запретительных санкций вклад Ирана может вырасти до 265 млн тонн уже к 2020 году.

Похожая картина, совсем далекая еще от недавних предсказаний о скором закате нефтегазовой отрасли, и на газовом рынке. Иран может производить 370 млрд кубометров очень дешевого газа, точка безубыточности добычи которого находится на отметке около 45 долларов за 1000 кубометров, что почти в десять раз меньше цены газа и на европейском, и на азиатском рынках, по отношению к которым Иран в придачу очень выгодно географически расположен. Схожие с Ираном цифры дает и Катар, по сути, делящий с Ираном одно огромное месторождение, которое по извлекаемым запасам больше нашего Уренгойского в два с лишним раза. Эта крошечная страна может поставлять на рынок до 285 млрд кубометров газа. Огромные месторождения, сопоставимые с российскими, имеет небольшая Туркмения. Если она решит проблемы с сернистостью газа, то сможет поставлять в Китай, с которым ведет совместный проект, до 150 млрд кубометров. Еще один потенциально крупный поставщик — Австралия. Страна усиленно, не считаясь с затратами на преодоление проблем, связанных с более сложной геологической структурой и решением экологических задач, выстраивает шельфовую инфраструктуру в кластере North-West Slope и потому заинтересована в сохранении цен, близких к высоким европейским, планируя поставлять к 2040 году свыше 175 млрд кубометров в год.

Коренное отличие газового сегмента от нефтяного в том, что на нем не складывается единая цена по нескольким маркерам по типу нефти (к примеру, WTI и Brent), и газовые цены значительно — даже кратно — могут отличаться от региона к региону. Дело в транспортной составляющей: в цене нефти она не превышает 5% стоимости, цена же доставки газа составляет примерно половину его конечной стоимости при транспортировке морем (газ необходимо сжижать, перевозить, а затем произвести обратную процедуру). В цене трубопроводного газа логистика может превышать 70–80%, как, например, прогнозируется в случае с нашим «Южным потоком». Мы можем несколько снизить свою зависимость от газопроводов за счет увеличения доли СПГ, которая сейчас составляет менее 10% нашего экспорта, но в любом случае от внутреннего транспортного плеча нам никуда не деться — топливо до заводов по сжижению, располагающихся обычно у морских портов, по-другому не довезти от места добычи. Пора озаботиться и строительством собственного газовозного флота.

Тонкая настройка

Все эти студенческие истины означают, говорит Татьяна Митрова, что Россия становится все более чувствительной к негативным изменениям рыночной конъюнктуры, которые ведут — и это при росте спроса на первичную энергию к 2040 году на 46%! — если не к спаду, то к закреплению цен, и в любом случае к падению маржи компаний и поступлений в бюджет. Снижение энергетического экспорта начнется уже после 2015 года, в 2015–2020-м прекратится рост доли нефти и нефтепродуктов в энергетическом экспорте страны, который мы наблюдали в последние годы. Только в 2030–2040 годах суммарный экспорт углеводородов (включая уголь) по объему поставок может вернуться к уровню 2010 года, что означает при сопоставимых с сегодняшними ценах сохранение нынешнего объема экспортных поступлений. Российский ТЭК в целом, долгое время тащивший на себе экономику, будет выполнять эту роль и в текущем десятилетии, но его вклад в ВВП сократится с 29% в 2010 году до 16% к 2040-му. Более оптимистичные цифры дает сценарий «Другая Азия», согласно которому поднять наш углеводородный экспорт на 20% могут китайцы и индийцы, но для этого нам надо активнее выходить на рынки АТР.

«Чтобы не быть выдавленными с рынка, — говорит академик Алексей Макаров, — необходимы жесткий расчет экономической эффективности нефтегазовых проектов, контроль затрат по всей цепочке поставок углеводородов, а также правильная оценка возможных рисков, то есть нужна такая организация бизнес-процессов в отрасли, чтобы перекрывать дорогу чрезмерным затратам». Вложенные в дорогостоящие экспортные трубопроводные проекты средства делают нашу страну заложницей даже не очень сильных колебаний рыночной конъюнктуры и ослабляют ее переговорные позиции, ухудшая геополитическое положение России в целом. «Тот же “Газпром” может организовывать реализацию проектов не так разухабисто, как, например, газопровода Сахалин—Хабаровск—Владивосток, который обошелся стране в 10 миллиардов долларов, притом что он еще не скоро заработает на полную мощность, и было бы на порядок дешевле организовать здесь производство и транспортировку СПГ во Владивосток из Сахалина, — считает академик. — Нужно еще иметь в виду, что доля в общей добыче жирного газа, который требует дополнительной переработки, увеличится с 66% в 2010 году до 95% в 2040-м, а значит, необходимо опережающее развитие нефтехимии, от чего тот же “Газпром” пока уклоняется, а ведь это богатейшие ресурсы и очевидные возможности для увеличения его конкурентоспособности».

Нам необходимо подняться с позорного показателя коэффициента извлечения нефти (КИН), равного 28% (в середине 1980-х он превышал у нас 40%). В мировой практике он сейчас составляет 50–60% — за счет использования так называемых третичных методов повышения нефтеотдачи. КИН в России может увеличиться еще на 10–12% с приростом добычи почти на 20–26 млн тонн уже к 2035 году, но инвестиции в его повышение приведут к серьезному росту затрат на добычу — с 15 почти до 50 долларов за баррель. Значит, требуется тонкое налоговое управление, умное администрирование: снижение налогов, чтобы глубокая выработка месторождений была привлекательной для компаний, а с другой стороны, чтобы государственные преференции не ушли в накручивание затрат. Такая политика привлечет компании и к разработке тяжелой нефти, нефтяных битумов, освоению сланцевой нефти Баженовской свиты, что позволит совокупно увеличить добычу сырья по сравнению с базовым сценарием еще на 30 млн тонн к 2040 году.