Решения есть, ответов нет

Заявленные в прошлом году глобальные трубопроводные стройки в Восточной Сибири далеко не гарантируют беспроблемное развитие нефтегазовой отрасли в регионе

Еще десять лет назад Восточная Сибирь рассматривалась как регион, который уже в обозримой перспективе подхватит знамя российской нефтедобычи, выпадающее — как тогда казалось, — из рук Западной Сибири и «старых» добывающих регионов. В немалой степени такое видение повлияло на принятие решения о строительстве нефтепроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий Океан» (ВСТО), которое, в свою очередь, подтолкнуло и вертикально-интегрированных, и независимых недропользователей активизировать разведку недр вдоль трассы будущего трубопровода. Десятилетие по меркам добывающей промышленности — серьезный срок. И по прошествии его приходится констатировать, что взгляд на перспективы Восточной Сибири, мягко говоря, существенно изменился.

Сложность геологического строения восточносибирских недр, неосвоенность огромных суровых территорий, полное отсутствие транспортной инфраструктуры и, как следствие, колоссальные капитальные затраты, требующиеся для разведки и разработки новых месторождений, сильно охладили пыл недропользователей. В последние три–четыре года сформировалась и укрепилась уверенность в том, что среднесрочное будущее российской нефтегазовой отрасли связано все же с традиционными регионами добычи, где еще осталось большое количество недоработанных месторождений и пластов, где давно созданы города и опорная инфраструктура в виде путей сообщения, трубопроводов, станций и объектов энергетики. Подтверждения этому факту искать почти не нужно — все они лежат на поверхности. Это и активная разведка, и освоение месторождений нефти и газа на Ямале (в том числе грандиозные проекты по СПГ), в Большехетской впадине; это и активизация проектов в области несеноманского газа (то есть по преимуществу — освоение глубоких горизонтов на старых газовых гигантах); это и динамичный рост добычи в Оренбуржье, и аукционные страсти в Коми и т.п. Концепция «доработки» традиционных регионов добычи в итоге оказалась зафиксирована в генеральных схемах развития нефтяной и газовой отраслей. И даже трубопровод ВСТО, представлявшийся ранее становым хребтом всей восточносибирской добычи, по факту в существенной мере заполняется нефтью Ванкора — месторождения, хоть и относимого к Восточной Сибири по географическому признаку, но инфраструктурно полностью опирающегося на Сибирь Западную: нефть его идет через трубопроводную систему ЯНАО и ХМАО. И все планы по освоению окрестных месторождений также привязаны к инфраструктуре Тюменской области.

Тем не менее, в прошлом году были приняты важнейшие решения, направленные на преодоление важной проблемы обширного региона — отсутствия транспортных мощностей для нефти и газа. Речь идет о начале строительства нефтепровода «Куюмба–Тайшет» (для прокачки нефти месторождений Юрубчено-Тохомской зоны в Красноярском крае) и принятии решения о создании газотранспортной системы «Сила Сибири» (для прокачки газа Чаяндинской группы месторождений в Якутии на Дальний Восток). Почти наверняка эти проекты смогут вдохнуть новую жизнь в нефтегазовую отрасль Восточной Сибири.

Длинный путь длинной трубы

За годы переосмысления места и роли Восточной Сибири в картине будущего российской нефтегазовой отрасли у ряда экспертов сформировалась уверенность в том, что сложность и масштабность проектов в регионе требуют принципиально новых подходов к их реализации. А именно — отказа от корпоративных планов в пользу консорциумов с другими недропользователями. Эту мысль, в частности, высказал в недавней публикации в «Эксперте-Сибирь» экономист Владимир Шмат (см. «Проб­лемное газовое изобилие» в «Эксперте-Сибирь» № 21 за 2013 год). Ярче всего этот тезис иллюстрирует пример из недавнего прошлого Юрубчено-Тохомского месторождения «Роснефти» — ключевого промысла в этой перспективной провинции. Получив лицензию в 2007 году, госкомпания рассчитывала строить нефтепровод для продукции месторождения на восток, в сторону Верхнечонского месторождения и далее к маршруту ВСТО. Однако договориться о совместных действиях ни с другими недропользователями вдоль планируемой трассы трубы, ни с «Транснефтью» не смогла. Грянувший экономический кризис еще более усугубил положение, а потому освоение Юрубчена опять было отложено.

Тогда предпочтение было отдано южному направлению трубопровода в сторону Тайшета. Предварительные проектные наработки здесь имелись еще со времен «ЮКОСа»: эта компания, изначально оперировавшая на Юрубченском месторождении, рассматривала именно такой вариант. В 2010 году собственник лицензии — «дочка» «Роснефти» «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» — завершил проектирование трубопровода. В этот момент в проекте появилась «Транснефть». И примерно с этого периода прогресс замедлился, на этот раз из-за неопределенностей со схемой финансированием новой большой стройки. «Транснефть», занятая в других важных проектах, была заинтересована привлечь к финансирования нефтяные компании. А те в свою очередь не могли согласовать и синхронизировать свои планы по освоению месторождений Юрубчено-Тохомской зоны. Преодолеть препятствия удалось лишь к осени 2011 года. Было принято решение о том, что «Транснефть» будет строить трубопровод «Куюмба–Тайшет» все-таки на собственные средства, а нефтяные компании возьмут обязательства по прокачке заявленных объемов по принципу «качай или плати». В апреле 2012 года проект магистрального трубопровода «Куюмба–Тайшет» был утвержден правительством России. Протяженность новой трассы составит 703 км, пропускная способность — 15 млн тонн в год. Непосредственным заказчиком строительства будет дочернее общество нефтетранспортной монополии «Востокнефтепровод». Объем инвестиций запланирован на уроне 96 млрд рублей. Кроме линейной части предполагается строительство четырех перекачивающих станций, резервуаров емкостью 120 тыс. кубометров и электросетевой инфраструктуры. Запуск нового трубопровода запланирован на конец 2016 года, а физическое строительство должно начаться в октябре–ноябре этого года.

С одной стороны, разумеется, строительство нефтепровода даст существенный толчок промышленной добыче в Юрубчено-Тохомской зоне. Но вот решением всех проб­лем она точно не станет. Более того, сам проект нефтепровода «Куюмба–Тайшет» порождает ряд непростых вопросов. Один из них связан с выбранной мощностью магистрали и способностью нефтяных компаний обеспечить к моменту запуска трубы приемлемые для «Транснефти» объемы прокачки. Неслучайно проблема синхронизации планов недропользователей в Юрубчено-Тохомской зоне была одной из причин задержки в реализации проекта. Дело в том, что промышленные запасы основных месторождений, на которые ориентирован трубопровод — Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского, — постоянно пересматриваются, что в свою очередь заставляет корректировать и схемы разработки промыслов. Но если у Куюмбы (оператор «Славнефть-Красноярскнефте­газ») по итогам геологоразведочных работ запасы по категориям АВС1 постоянно растут, то у Юрубчена — снижаются. Так, в 2007 году, по данным ВСНК, извлекаемые запасы нефти по категориям С1+С2 составляли 312,6 млн тонн, природного и попутного газа 541,9 млрд кубометров и конденсата 30,2 млн тонн, то по итогам 2011 года эти оценки составили уже 284,9 млн тонн, 435,9 млрд кубометров и 22,4 млн тонн. То есть вернулись к уровню времен «ЮКОСа». Получается, что растущие инвестиции «Роснефти» в геологоразведку на Юрубчене ведут только к корректировке результатов в сторону снижения запасов. В этом смысле судьба Юрубчена абсолютно противоположна судьбе Ванкора — там за счет геологоразведки запасы были увеличены в несколько раз.

Не очень обстоят дела и с эксплуатацией месторождения. Пока она находится в опытной стадии. Общий эксплуатационный фонд скважин не менялся с 2007 года, их там восемь. При этом в 2011 замедлился и рост добычи нефти. Если по итогам 2010 года он составлял 37%, то по итогам 2011 — лишь 0,2%. Упала добыча попутного нефтяного газа, и впервые с 2008 года снизился среднесуточный дебет скважин (он, кстати, и так в четыре–пять раз меньше, чем на Ванкоре). Итоги работы «Восточно-Сибирской нефтегазовой компании» за 2012 год неизвестны — предприятие не опубликовало соответствующую отчетность. В отчете «Роснефти» сказано, что были закончены строительством четыре эксплуатационные скважины, строительство еще двух перешло на 2013 год. Суммарная проходка составила 16,497 тыс. метров.

Не видно какой бы то ни было взрывной активности и у «Славнефти» (кстати, ранее это было паритетное совместное предприятие ТНК-ВР и «Газпром нефти», но с весны этого года место российско-британского холдинга заняла опять же «Роснефть») на Куюмбинском месторождении. Темпы прироста запасов по С1 за счет ГРР здесь замедляются год от года. Если в 2008 году эта величина составила 11,7 млн тонн, то в 2012-м — лишь 1,5 млн тонн. Существенно сократилась за эти годы и проходка в разведочном бурении (с 18,6 до 3,7 тыс. метров), а добыча нефти со стабильного уровня в 31–32 тыс. тонн по итогам прошлого года упала до 22,2 тыс. тонн в год. Как видно — никаких намеков на форсированную подготовку к вводу Куюмбы в полномасштабную разработку. Более того, в отчете «Славнефти» за 2012 год про Красноярский край сказано, что «основные инвестиции в месторождения края намечены с 2017 года». Вместе с тем в проекте нефтепровода «Куюмба–Тайшет» именно активу «Славнефти» отводится ключевая роль, поскольку, по некоторой информации, «полка» на Юрубчене на первом этапе составит всего пять миллионов тонн в год.

Иными словами, начало работ по строительству нефтепровода «Куюмба–Тайшет» вовсе не гарантирует автоматического всплеска активности недропользователей. Чтобы успеть к моменту пуска трубы, «Роснефти» на Юрубченском и «Славнефти» на Куюмбинском месторождениях придется всего за три с небольшим года нарастить добычу более чем в 150 раз! Даже возможностей крупнейшей нефтяной компании для этого не хватит, поэтому очень велик риск, что к моменту своего запуска мощности нефтепровода окажутся даже избыточными. Если это произойдет, недропользователи попадут в очень сложное положение. С одной стороны, проекты явно будут находиться на том этапе, когда уже вложены существенные средства и повернуть назад никак нельзя, но и впереди предстоят значительные инвестиции. С другой стороны, «Транснефть» явно потребует применения принципа «качай или плати» с первых же мгновений эксплуатации трубопровода. Это будет означать, что нефтяникам придется оплачивать полную загрузку мощностей магистрали вне зависимости от фактической прокачки соответствующих объемов нефти. Получится, что проекты в разгаре, инвестиции идут, отдача от них пока незначительна, а тут еще придется платить значительные суммы и «Транснефти». А для Восточной Сибири с ее очень высокими затратами на добычу нефти любой новый компонент издержек крайне чувствителен для экономики добычных проектов.

Поэтому не исключено, что главным сдерживающим фактором на пути полномасштабного освоения месторождений Юрубчено-Тохомской зоны является вовсе не отсутствие маршрута транспорта ископаемых, а именно экономика самой добычи. И нефтяники не форсируют развитие промыслов, ожидая от государства определенностей касательно налоговых льгот для своих проектов в Красноярском крае. В отчете «Роснефти» за 2012 год о Юрубчене прямо сказано, что «полномасштабная разработка месторождения возможна только при условии введения специального налогового режима».

Газ как тормоз

Это, впрочем, далеко не все проблемы Юрубчено-Тохомской зоны. Не стоит забывать также, что большинство месторождений региона характеризуются сложным составом пластовых флюидов и разно­образием ископаемых. Это и нефть, и попутный газ, и газ газовых шапок, и свободный природный газ, и газовый конденсат. Причем газовые ресурсы богаты химическим сырьем — этаном, пропаном, бутанами и гелием. Все это ставит вопрос о необходимости создания в регионе еще и обширной перерабатывающей инфраструктуры (помимо добычной и промысло­во-транспортной). И в этом смысле решение о строительстве нефтепровода «Куюмба–Тайшет» помогает мало. При уровне добычи в 15 млн тонн в год, который требуется для загрузки этой трубы, добыча одного только попутного газа может составить около трех миллиардов кубометров. С учетом перспектив роста штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ направлять такой объем на факелы (по примеру Ванкора) будет очень накладно для недропользователей. Инвестиции же в газоперерабатывающую инфраструктуру при таких объемах могут быть очень значительными — это десятки миллиардов рублей. Кроме того, абсолютно непонятно, что делать с эвенкийским газом (природным или же сухим отбензиненным после переработки ПНГ) — о локальном его потреблении не может идти и речи, а транспортировать его куда-то невозможно — трубопровода нет. При этом ограничиваться разработкой только нефтяных залежей нецелесообразно — это значительно ухудшает экономику проектов, — да и технически очень сложно.

Неопределенности с газотранспортной инфраструктурой, кстати, сдерживают и развитие месторождений «Газпрома» западнее (Оморинское), восточнее (Собинское) и южнее (Абаканское, Имбинское, Берямбинское) Юрубчена. И в целом выступают серьезным тормозом для комплексного освоения региона. В то же время потребность в создании газовой трубы из Эвенкии вообще не очевидна: для обеспечения потребностей Востока России и экспорта в Азию «Газпром» выбрал сахалинский и якутский центры газодобычи, а в направлении на запад дополнительный газ пока не требуется.

Газ — лишний?

Очень похожие проблемы связаны и с еще одним важнейшим инфраструктурным проектом в регионе — магистральном газопроводом «Сила Сибири». Если точнее, то это комплексный проект освоения газовых ресурсов юго-западной части Якутии и северо-восточной части Иркутской области. Эти ресурсы представлены главным образом Чаяндинским месторождением (запасы газа — 1,2 трлн кубометров) с сателлитами и Ковыктинским месторождением (запасы — 1,5 трлн кубометров) и его спутниками. Проект реализует «Газпром». В октябре 2012 года концерн принял окончательное инвестиционное решение по этому вопросу. Согласно ему, первую нефть Чаянда должна дать уже в 2014 году, а первый промышленный газ — в 2017 году. При выходе на полную производительность месторождение и его спутники будут давать 25 млрд кубометров природного газа в год. Для его транспортировки предполагается строительство газопровода протяженностью около 3,2 тыс. км по маршруту «Якутия–Хабаровск–Владивосток». Впоследствии предполагается начать освоение и Ковыктинского месторождения в Иркутской области, для чего потребуется построить подводящий газопровод протяженностью еще примерно 800 км. А суммарная максимальная пропускная способность системы должна составить 61 млрд кубометров газа в год. Первый участок от Чаянды до Владивостока планируется запустить к концу 2017 года.

Как говорил в октябре 2012 года глава газового концерна Алексей Миллер, обустройство Чаянды и строительство газопровода может стоить 1,2 трлн рублей. При этом самостоятельная коммерческая эффективность проекта под вопросом. В декабре 2012 года начальник департамента налоговой политики «Газпрома» Карен Оганян говорил о том, что правительство готово предоставить Чаяндинскому проекту льготы в виде нулевой ставки по НДПИ сроком на 25 лет. Но и этого недостаточно, чтобы вывести проект на приемлемую рентабельность. В связи с этим «Газпром» обратился к властям Якутии о предоставлении льгот по местным налогам, в частности, по региональной составляющей налога на прибыль и налогу на имущество. Ситуация, как можно видеть, очень напоминает Эвенкию: недра столь сложны, а требуемая инфраструктура столь обширна, что без льгот их освоение нецелесообразно. При этом в отличие от Юрубчено-Тохомской зоны, где так или иначе оперирует несколько компаний с общими интересами и есть еще и самостоятельный трубопроводный игрок, в якутском проекте всего один участник — «Газпром». А учитывая относительность коммерческой эффективности проекта при очень высоких капитальных вложениях при наличии куда более рентабельных и менее дорогих экспортных и добычных проектов в Европейской части России и на Ямале, велик риск того, что «потянуть» все сразу «Газпром» окажется не в состоянии и при расстановке приоритетов отдаст предпочтение другим проектам.

Риск этого повышается еще и потому, что не до конца ясны цели промышленного освоения Чаяндинского блока и транспорта этого газа во Владивосток. Официально «Газпром» заявляет, что проект нацелен на газификацию Сибири и Дальнего Востока. Но, во-первых, эти регионы такой спрос на газ не формируют и формировать вряд ли будут. Во-вторых, газопровод проходит мимо целого ряда крупных регионов. Это и Иркутская область, которая остается западнее, и Бурятия с Забайкальем (они остаются юго-западнее), и северные части Якутии. В Приморье и Хабаровском крае газ уже есть, причем пока с избытком: его дают сахалинские проекты и газопровод «Сахалин–Хабаровск–Владивосток». Остается только экспорт. Но запросы Южной Кореи «Газпром» намерен закрыть проектом «Сахалин-3», перспективный проект «Владивосток СПГ» на пять миллионов тонн в год (около семи миллиардов кубометров) тоже не ахти какой потребитель, тем более что по этому проекту решений еще не принято. Каких-то конкретных договоренностей (если не считать принципиальное согласие сторон на поставки газа) нет и с Китаем, ценовые параметры пока не согласованы. Кроме того, в недавно утвержденной правительством схеме территориального планирования трубопроводного транспорта вновь появился экспортный газопровод «Алтай», который ранее и рассматривался в качестве основного маршрута экспорта в Китай. Согласно документу, он должен вступить в строй в 2020 году.

Есть проблемы и менее глобальные. Например, проект «Сила Сибири» практически не охватывает прочие газодобывающие компании, работающие в Якутии и Иркутской области. То есть реальным стимулом для всей отрасли в регионе он не является, решая узкопрофильные задачи одного «Газпрома». Другой аспект кроется в переработке газа Чаянды. Его компонентный состав очень богат и диктует необходимость качественной переработки с выделением гелия, этана и сжиженных газов. О строительстве в рамках проекта мощного ГПЗ в Белогорске Амурской области «Газпром» уже заявил. Однако очевидно, что наряду с гелием, который и является целевым продуктом для газовой монополии, завод будет генерировать большое количество нефтехимического сырья. Его нужно перерабатывать дальше: в полимеры, продукты органического синтеза и т.п. Для этого требуется строительство крупного нефтехимического комплекса, причем «Газпром» рассчитывает, что этим займутся профильные игроки. Однако надо понимать, что подобное строительство требует инвестиций, превышающих 100–200 млрд рублей. А в химической отрасли компаний с такими возможностями почти нет. И хотя в отрасли уже называют возможного партнера «Газпрома» по белогорскому центру переработки, каких бы то ни было, даже предварительных, решений еще нет.

Проблема единства

Обобщая все вышесказанное, стоит признать, что проблемы освоения новых нефтегазовых ресурсов в Восточной Сибири кроются не только и не столько в отсутствии магистральных систем транспорта углеводородов. Их создание станет лишь частью большого комплекса мероприятий, которые только в совокупности смогут сделать Восточную Сибирь полноценным нефтегазовым регионом. Самой же главной проб­лемой отрасли в регионе является отсутствие координации между отдельными игроками, несинхронизированность проектов по срокам и мощностям, порой дублирующие друг друга инвестиционные проекты, сложности с концентрацией совместных усилий в рамках общих инициатив и т. п. Ведь уже достаточно давно ясно, что Восточная Сибирь для нефтегазодобычи — регион столь сложный, что для его освоения нужны единые детальные, внутренне сбалансированные надкорпоративные стратегии. И пока совсем не ясно, кто же в состоянии стать таким центром координации усилий по освоению нефтегазового потенциала региона. Так что трубопроводные проекты в Эвенкии и Якутии, несмотря на свою инвестиционную и географическую глобальность, по сути — лишь частные решения.            

Запасы нефти и газа «Восточно-Сибирской нефтегазовой компании» и «Славнефти» в Красноярском крае, 2007–2012 годы

У партнеров

    Реклама