В этом году "Газпром" заявил о планируемом росте добычи газа к 2020 году до 580-590 млрд кубометров и к 2030-му - до 610-630 млрд (раньше считалось, что ежегодно компания сможет добывать только 530 млрд кубометров). Намерены увеличить добычу и независимые производители. Они хотят добывать к 2020 году 170 млрд кубометров в год (сейчас - 70 млрд кубометров).
Учитывая, что потребности в газе в России и за рубежом постоянно растут, а газ из недр все сложнее добывать, российским компаниям необходимо работать сообща.
Трудные запасы
На долю России в мировых разведанных запасах газа приходится более 20%. Однако добыть большую их часть весьма трудно. Далеко не на всех открытых месторождениях сегодня рентабельно работать - газ залегает на больших глубинах и требуются большие затраты по очистке его от примесей. Но главная трудность в том, что основные газовые месторождения страны находятся на российском Севере, далеко от газотранспортной инфраструктуры и центров потребления.
Неосвоенные запасы российского газа в основном сосредоточены в четырех регионах. Традиционный район российской газодобычи - Надым-Пуртазовский - расположен в Ямало-Ненецком автономном округе (сегодня там добывается более 80% всего российского газа). Но ждут своего часа еще 26 месторождений полуострова Ямал (суммарные разведанные запасы - 10,4 трлн кубометров). Богаты газом и месторождения на шельфе арктических морей - Баренцева и Карского (наиболее известное газоконденсатное месторождение - Штокмановское, его запасы оцениваются в 3,2 трлн кубометров).
Пока не разработаны недра Восточной Сибири с Ковыктинским месторождением (более 1 трлн кубометров) и Чаяндинским месторождением (1,24 трлн кубометров). Есть в Восточной Сибири структуры поменьше: Юрубчено-Тохомское (700 млрд кубометров) и Собинско-Пайгинское (170 млрд кубометров). Богаты запасами газа месторождения Сахалина.
Разработка месторождений в любом из этих регионов -. многомиллиардный проект. Так, комплексное освоение полуострова Ямал будет стоить 70 млрд долларов; разработка Штокмановского месторождения - около 20 млрд долларов; в освоение месторождений Восточной Сибири и строительство магистральных газопроводов оттуда в Центральную Россию и страны Азиатско-Тихоокеанского региона нужно вложить до 30 млрд долларов. Прежде проекты подобного масштаба были по плечу только государству, сегодня же нефтегазовым компаниям предлагается самим воплощать их в жизнь.
Два пути
Проблемы газовой отрасли не сводятся только к ответу на вопросы, где взять средства на эти мегапроекты и как скоро они окупятся. Газовые компании, инвесторы и эксперты предлагают два диаметрально различных подхода к самому принципу освоения - будет ли каждая компания индивидуально осваивать ресурсы в удобные для нее сроки или же нужно вырабатывать общую программу освоения российских газовых ресурсов.
Сторонников первого варианта в стране немало. Выданные лицензии на освоение месторождений содержат условия их разработки. И сроки, как правило, сжатые - федеральному и региональным бюджетам хочется как можно быстрее получить отдачу от освоения природных богатств. Недропользователи тоже заинтересованы в получении максимальной прибыли в минимальные сроки, однако им сложно выполнить лицензионные соглашения. И потому, что практически все новые месторождения расположены вдали от газопроводов, то есть газ, добытый компаниями, отрезан от рынков сбыта. И потому, что предприятия, желающие транспортировать газ, хотят прокачать объемы гораздо большие, чем пропускная способность трубы. Это невозможно, и естественно, компаниям приходится ограничивать добычу и откладывать дальнейшую разработку месторождения.
В районах же с развитой газотранспортной инфраструктурой практически не осталось неразработанных недр. И при освоении крупных месторождений российского Севера себестоимость товарного газа возрастает многократно, ведь в нее закладываются расходы не только на добычу, но и на транспортировку. Здесь и возникает вопрос окупаемости затрат в разработку северных газовых месторождений.
Допустим, у инвесторов нашлись средства на добычу газа на Ямале и на шельфе арктических морей, на строительство новых магистральных газопроводов в суровых условиях Севера. Месторождения начинают разрабатывать почти одновременно, через несколько лет выходят на проектные мощности добычи газа, и в течение десятка-другого лет компании "шлют" его с месторождения потребителям. Затем добыча газа неизбежно начинает падать - месторождение истощается.
Срок службы любого магистрального газопровода - тридцать лет (реально же российские газопроводы служат дольше). Построив газопровод под конкретное месторождение, недропользователи получат следующий результат: на полную мощность труба поработает пару десятков лет, а после еще пару десятков не будет заполнена, ведь добыча газа на месторождении упадет. Несомненно, себестоимость газа с таких месторождений возрастает, потому что в нее будет заложен и простой магистрального газопровода. Едва ли этот путь можно назвать рациональным использованием инвестиций.
Для освоения российских недр можно, конечно же, привлечь иностранный капитал. Европейским и североамериканским компаниям не привыкать к большому "весу" первоначальных затрат на строительство газопроводов и к высоким транспортным тарифам, заложенным в себестоимость газа (сейчас газотранспортные тарифы в Европе и Америке в пять-семь раз выше, чем в России). Однако вряд ли можно ожидать от западных инвесторов, что они захотят продавать газ внутри страны по низкой цене и фактически дотировать российскую экономику. Если же к разработке российских месторождений будут привлечены иностранные инвесторы, то газ перестанет быть для нее геополитическим инструментом. Недра при помощи иностранных инвестиций будут освоены, но российская экономика едва ли от этого выиграет.
По единой схеме
Есть другой вариант - создать единую схему развития газовой отрасли, которая бы обязала всех недропользователей разрабатывать месторождения не стихийно, а по оптимальному графику загрузки газопроводов и прогнозируемому спросу потребителей. Другими словами, все газодобывающие предприятия работали бы по четкой системе распределения, ввода и освоения месторождений в масштабах всей страны. Первые шаги в этом направлении уже предприняло Минприроды РФ. Оно внесло в проект нового Кодекса о недрах предложение - выдавать лицензии на месторождения из нераспределенного фонда недр не тогда, когда их хотят получить компании-претенденты, а когда возникает необходимость осваивать новые запасы природных ресурсов.
Этот вариант российские газодобывающие компании не радует, ведь в этом случае производители, по сути, лишаются свободы действий. Компании выгодно привлекать инвестиции, осваивать месторождение, добывать газ и получать прибыль по своему плану развития. При работе по единой схеме лицензия на разработку недр потеряет для инвестора свою привлекательность, ведь он будет знать, что его очередь на место в газопроводе не завтра, а лет через пять-десять. Никто ему не гарантирует, что через несколько лет он сможет привлечь инвестиции, что положение его компании будет стабильным, а на рынке будет выгодная конъюнктура.
С другой стороны, выбирать недропользователям не приходится. Значительная часть капитала, вложенного в разработку новых месторождений газа, сегодня уже лежит мертвым грузом, потому что нет поблизости газовой трубы и доставить газ потребителю, то есть продать его, невозможно.
Да и вряд ли компании захотят делиться богатствами российских недр с иностранными инвесторами, сокращая тем самым свою прибыль. Не спасет газовую отрасль и предлагаемое некоторыми разработчиками концепций реформы рынка газа разделение "Газпрома" (по одной из версий предполагается отделить от компании газотранспортное предприятие). Ведь кому бы газопровод ни принадлежал, его владелец при подготовке инвестиционных проектов по модернизации, реконструкции и расширению все равно будет считать экономическую эффективность капиталовложений. Так что у компаний один выход - работать по единой схеме, в которой будет четко прописано, когда и куда пойдет их газ.
Несмелые шаги
Несколько шагов по созданию единого российского плана газодобычи и газотранспортировки государство уже сделало. В июле прошлого года "Газпром" стал координатором работы госпрограммы по созданию в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи и транспортировки газа, в перспективе планируется создать единый экспортный канал для поставок газа в страны АТР. В соответствии с Энергетической стратегией России до 2020 года, освоение восточных территорий страны будет вестись параллельно с разработкой запасов Ямала. Основной объем ямальского газа пойдет в регионы Центральной России, часть же - на экспорт по северному маршруту (Североевропейский газопровод) и по центральному маршруту (Ямал-Европа). Предполагается, что часть добытого на Штокмановском месторождении будет превращаться в сжиженный газ и отправляться на новые рынки сбыта - в США.
Однако и в России, и за рубежом потребление газа растет, и ямальский газ не сможет полностью компенсировать падение добычи газа на месторождениях Западной Сибири. Поэтому важную роль в обеспечении газом отечественных потребителей должны сыграть ресурсы Восточной Сибири. И прежде всего - Ковыктинского месторождения. Именно Ковыкта должна принести газ российским потребителям в Омской, Томской, Кемеровской, Новосибирской, Новокузнецкой и Иркутской областях, в Красноярском и Алтайском краях.
Сегодня принято считать, что газ Ковыкты пойдет только в восточном направлении (уже сегодня интерес к нему проявляют китайские и корейские компании). Это спорный вопрос. Построив газопровод в Турцию ("Голубой поток"), Россия уже поняла, что ничего нет хуже, чем вкладывать огромные инвестиции в добычу и транспортировку, ориентируясь только на одного потребителя: последний получает возможность диктовать стране-поставщику свои условия. Предполагается, что западносибирский газ дополнится еще и иркутским.
Восточное направление логичнее было бы оставить за другим крупным месторождением нераспределенного фонда - за Чаяндинским. Газ с этого месторождения мог бы дать вторую жизнь БАМу и помочь в развитии приграничных с Китаем российских регионов. Вывести этот газ целесообразнее к Находке, с тем чтобы соединить его с газом Сахалина для экспорта в страны АТР.
Строительство газопровода в Восточной Сибири даст возможность разрабатывать и другие месторождения газа Красноярского края и Якутии. В перспективе возможно соединение газотранспортных мощностей, построенных для газа Ковыктинского месторождения, и газовой трубы из Якутии. Таким образом, постепенно можно создать трансконтинентальную систему газоснабжения, связующую Европу и Дальний Восток.
Нужен пул
По мнению специалистов Минэнерго РФ, Россия, создавая единую газодобывающую и газотранспортную систему, решает сразу несколько задач. Во-первых, заполняет новую магистральную трубу на полную мощность и эксплуатирует ее максимально долго, повышая тем самым ее рентабельность. Во-вторых, получает возможность разрабатывать восточносибирские месторождения - без транспортной системы они бесперспективны. В-третьих, развивает экономику сибирских и дальневосточных регионов. В-четвертых, поддерживает стабильное снабжение газом потребителей в Центральной России и в странах Европы.
Но при создании единой газодобывающей и газотранспортной системы российским производителям газа придется отказаться от своих индивидуальных, а потому разрозненных планов ради развития всей отрасли в целом, по единому плану. С другой стороны, понятно, что столь масштабные инвестиции мелкие или разрозненные компании себе позволить не могут. Реализовать инвестпроекты такого уровня можно только сообща. Так что не исключено, что отечественным газодобывающим предприятиям предстоит объединяться.
Непосредственная работа по созданию единой схемы освоения газовых ресурсов России будет нелегкой, ведь для этого нужно изменить ряд законов по недропользованию. Главное же - инициатором этой работы должно стать государство. Иначе создание единой схемы растянется на десятки лет, а значит Россия упустит время.
