USD 66.784

+0.18

EUR 73.9766

+0.03

BRENT 60.44

+0.49

AИ-92 42.25

+0.02

AИ-95 46.02

+0.05

AИ-98 51.74

0

ДТ 45.95

+0.06

32 мин
26

Что изменилось за последние годы в наших представлениях об освоении российского шельфа?

Авторы статьи полагают, что необходимо разработать концепцию разведки и освоения твердых полезных ископаемых арктического региона России, которые будут востребованы в новом технологическом укладе, сопровождающемся изменением в энергетическом секторе. Чтобы не оказаться в числе технологически отсталых стран, потратив при этом большие силы и средства на малоперспективные и дорогостоящие проекты, Россия должна разработать для Арктического региона другие направления развития, не основанные на добыче углеводородного сырья.

Нефть и газ не кончаются

 

Есть ли жизнь после нефти? Такой вопрос задавало себе человечество в то время, когда угроза энергетического голода казалась вполне реальной, и эта тема горячо обсуждалась на страницах ведущих мировых газет и журналов. Тогда все как-то позабыли о том, что до 20 века на протяжении многих тысяч лет все древнейшие цивилизации с богатейшей культурным наследием развивались, процветали и угасали, совсем не зная, что такое нефть.

Когда многие нынешние ученые и специалисты весьма зрелого возраста сидели на студенческой скамье в 70-х годах 20 века, постигая азы геологии, геофизики или технологий нефтегазодобычи, они слышали от своих уважаемых профессоров, что пройдет всего 3-4 года, и мы станем свидетелем масштабного освоения полезных ископаемых на шельфе. Особенно это касалось нефти и газа, поскольку, как тогда всем казалось, ресурсы углеводородов на суше стремительно истощаются.

К счастью, глобального дефицита так и не случилось, и к 2014 году нефти и газа на Земле стали добывать так много, что цена на них буквально рухнула, упав за несколько месяцев почти втрое и не восстановившись полностью до сего дня (рис. 1).

РИС. 1. Динамика изменения мировых цен на нефть с 2000 года (долларов США за баррель).png

Это не могло не отразиться на новых проектах, по которым еще не были понесены масштабные начальные капитальные затраты, в то время как многие действующие проекты смогли адаптироваться к новой цене, поскольку нуждаются только в текущих затратах, которые покрываются из выручки.

Если речь вести о запуске новых месторождений, которые требуется разведать и обустроить прежде, чем начать добычу, то, безусловно, экономическая и, прежде всего, ценовая ситуация должна быть совершенно иной, нежели для действующих промыслов. Так, при классическом методе дисконтированных денежных потоков, применяемом большинством компаний для оценки инвестиционных проектов, цена на нефть предполагается условно постоянной на весь будущий период разведки и разработки (т.е. на 20-30 лет вперед). А затраты на сооружение промысловой и транспортной инфраструктуры, которые будут понесены в будущем, также принимаются на текущем уровне. В то же время в реальности, как мы видим из рис. 1, только в последние 10 лет цена нефти менялась более чем в пять раз от минимальных до максимальных значений. Поэтому, как мы писали ранее [1,4,9], на основе таких экономических оценок зачастую принимаются ошибочные управленческие решения, поскольку за расчетный период могут происходить несколько макроэкономических циклов, которые корректно прогнозировать и учесть невозможно.

Не вдаваясь в подробности, можно резюмировать, что главное различие между новыми и действующими проектами в очень больших рисках, ассоциируемых именно с новыми проектами, поскольку начальные вложения в них огромны, а получение доходов сильно отдалено по срокам при неизвестных заранее ценах и покупателях [1]. Когда до 2014 года цены на нефть в течение трех лет держались в интервале 110-120 долларов за баррель, инвесторы охотно шли на новые проекты, т. к. данная цена с запасом покрывала возможные риски, обеспечивая прогнозируемую рентабельность с большим запасом. А при нынешнем уровне цен и относительном профиците нефти и газа на мировом рынке, пусть и временном, инвесторы не рискуют вкладываться в разведку и обустройство новых нефтяных месторождений. Речь для большинства из них лишь может идти об отдельных месторождениях вблизи районов добычи с развитой инфраструктурой. Все это сдерживает разведку новых месторождений, особенно на шельфе, в связи с чем в мире многие морские сервисные компании банкротятся или значительно сокращают бизнес по разведке шельфа из-за отсутствия достаточного количества заказов нефтедобывающих компаний [4,8].

Теперь не секрет, что одним из факторов, спровоцировавших в 2014 году заметное падение цен на нефть и газ в мире стала сланцевая революция в США, которая таки состоялась, несмотря на предшествующие в недалеком прошлом громкие обещания российских нефтегазовых топ-менеджеров о скором конце американского «сланцевого пузыря». Будучи еще сравнительно недавно, в 2005 году, крупнейшим импортером углеводородов в мире, США ныне вышли на первое место в мире по добыче газа и нефти, обеспечив себя этим сырьем и перейдя к активному поиску зарубежных рынков сбыта, пытаясь потеснить традиционных экспортеров в лице России, Саудовской Аравии, Катара и других [2,3]. К тому же открывающиеся до сих пор новые обычные (несланцевые) месторождения УВ по всему миру как-то не оставляют места новому глобальному дефициту нефти и газа, по крайней мере, в обозримом будущем. Кроме того, все чаще и громче в отдельных странах звучат призывы к переходу на альтернативную энергетику, особенно в Европе. Об этом чуть позже, а сейчас вернемся к российскому шельфу.

 

Если не «Штокман», то что же?

 

В 80-е годы в СССР действительно всерьез взялись за геологоразведку на шельфе, и в тот период было открыто подавляющее большинство известных сегодня шельфовых месторождений, включая такие гиганты, как Штокмановское, Русановское, Ленинградское, а также все те, что ныне составляют основу нефтегазового добывающего кластера на Сахалине в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Этапы изучения и освоения шельфа схематично представлены на рис. 2.

РИС. 2. Основные этапы изучения и освоения российского шельфа.png

И, действительно, казалось, что мы стоим на пороге гигантского рывка в освоении шельфа. Но в 90-е годы все было остановлено, технологии разведки утрачены, парк новейших буровых судов и установок переместился за рубеж, где работал «на износ», благополучно состарился и пришел в негодность.

Но с началом 2000-х, когда цена на нефть уверенно пошла вверх (рис. 1), активизировалась разведка и на российском шельфе, в первую очередь за счет усилий «Газпрома», открывшего несколько месторождений в губах и заливах Карского моря, а также благодаря заключенным соглашениям с иностранными партнерами  на отдельных участках шельфа Сахалина.  «Газпром» также приступил к амбициозному Штокмановскому проекту, подбирая ведущих иностранных партнеров с опытом эксплуатации морских месторождений, и всерьез рассчитывал начать добычу в 2011-2012 году (затем начало добычи было перенесено на 2016-2017 г.).

Падение цен на нефть в результате мирового кризиса 2008 года на набиравших силу российских шельфовых проектах не успело существенно отразиться из-за существенной инерционности в данном долгосрочном бизнесе. Тем более, что цена быстро пошла вверх почти к прежним отметкам и держалась в коридоре 105-120 долларов за баррель около 4 лет (рис. 1), и в 2011-2013 году при такой высокой ценовой стабильности «Газпром» и «Роснефть» устроили настоящую конкурентную гонку за лицензиями на российском шельфе, в результате которой у «Роснефти» теперь более 50 весьма обширных участков шельфа, а у «Газпрома» более 30, но преимущественно локальных, вблизи уже открытых месторождений. «Лукойл» к этому дележу не допустили, т. к. компания не отвечала вновь принятым тогда требованиям наличия в уставном капитале более 50% акций, принадлежащих государству. Но за ним оставили полученные прежде участки на Каспии и в Балтийском море, где компания достаточно успешно приступила к добыче нефти и газа в сравнительно небольших объемах.

В результате две крупнейшие компании распределили между собой практически все сколько-нибудь привлекательные участки российского шельфа.

Однако случился обвал нефтяных 2014 года, в результате которого, как мы уже упоминали, привлекательность новых шельфовых проектов во всем мире резко упала. Поскольку одной из причин этого обвала было существенное сокращение потребностей в импорте нефти и газа в США, которые стали мировыми лидерами в нефтегазодобыче, то и Штокмановский проект, в котором первоначально значительная часть газа предназначалась для рынка США, перешел в замороженное состояние, теперь, вероятно, уже на очень долгий срок [7,8,9].

А что же теперь делать без Штокмановского месторождения  в Баренцевом море? Открытые в советское время далеко к северу от него месторождения Лудловское и Ледовое рассматривались только как потенциальные отдаленные спутники. Без самого «Штокмана» они ни в какую рентабельную рыночную и логистическую схему не вписываются.

Сравнительно небольшое, по меркам шельфа, Мурманское месторождение (около 100 млрд. куб м газа) многократно с момента открытия в 80- годах 20 века пытались сделать источником газоснабжения для Мурманской области. Но каждый раз далее разговоров дело не доходило, т. к. даже в докризисных ценах оно было далеко за пределами рентабельности из-за очень сложного геологического строения и потенциально низких промысловых параметров в отличие от Штокмановского ГКМ. А не так давно Председатель правительства РФ Дмитрий Медведев подписал распоряжение о включении Мурманского, Северо-Кильдинского и Изыльметьевского газового месторождения в федеральный фонд резервных участков недр (12 декабря 2016), собственно и потому, что никто этими давно открытыми на шельфе месторождениями на сегодняшний день не интересуется.

Что еще остается в Баренцевом море для добычи в обозримом будущем? Есть вероятность открытия месторождений в бывшей «серой» зоне, примыкающей к шельфу Норвегии. «Роснефть» вместе с иностранными партнерами (ENI, ExxsonMobil, STATOIL) получила лицензии в этой зоне на 3 очень крупных участка, но разведка здесь остановлена из-за санкций. О реальной добыче на шельфовом объекте можно вести речь лишь через 10-15 лет после открытия, но здесь пока ничего не открыто, поэтому это все очень нескоро, когда структура мирового энергопотребления может измениться.

Месторождение Приразломное в Печорском море начало эксплуатироваться с опозданием на много лет, и пока далеко до его выхода на проектную мощность. Но и тогда там будет добываться не более 1% от годовой добычи нефти в России. Хорошо, что добыча все-таки началась, и на этом проекте будет нарабатываться собственный опыт. Однако на долгие годы он останется единственным добычным проектом на шельфе Арктики, в то время как на суше российского Заполярья она остается весьма значительной.

Открытые примерно 30 лет назад газовые гиганты в Карском море – Русановское и Ленинградское – долгое время находились невостребованными в нераспределенном фонде недр, пока лицензию на них не получил «Газпром». Компания  провела в последние годы интенсивную разведку в Карском море, выполнив сейсморазведку 3D на всех участках и пробурив несколько скважин. В результате От Русановского месторождения отделилось изолированное по основным продуктивным горизонтам месторождение им. Динкова. Открыты Скуратовское и Нярмейское месторождения, уточнены запасы Ленинградского.  Все в целом подтвердилось, но объемы почти по всем месторождениями немного скорректированы в меньшую сторону, однако дело даже не в этом.

Главное, что на сегодняшний день в мире нет апробированных технологий для добычи в тяжелых ледовых условиях. Тем более их нет и в России. Опыт Приразломной здесь не подойдет. Применение подводных добычных комплексов (ПДК) тоже  проблематично не только из-за высокой ледовитости региона, но и из-за сложного состава газа с высоким содержанием конденсата и многих других осложняющих факторов.

К сказанному следует добавить, что давно открытые гигантские месторождения шельфа имели отрицательную оценку ЧДД при ставке дисконтирования 10% даже в докризисных ценах 2013 г. (Маммадов и др., 2017), а именно $110-120 за баррель, которые имеет в виду Е.М. Примаков [10]. Выполненные тогда предварительные оценки экономической эффективности показали отрицательные результаты для этих объектов в Карском море даже при том уровне цен на газ [9], который был вдвое выше нынешнего (рис. 3). Что уж говорить о неоткрытых месторождениях восточной Арктики и сегодняшних ценах на нефть и газ, вдвое меньших, чем в 2013 г.

Остается надежда на разработку месторождений в Обской и Тазовской губах, но это уже не совсем шельф, а субаквальные зоны, как и разрабатываемое месторождение Юрхаровское компании НОВАТЭК. Возможно, за пределами 2023-24 гг. все же удастся начать хотя бы символическую добычу на месторождении Каменномысское-море, но лишь при весьма благоприятном стечении обстоятельств.

О добыче на морях восточной Арктики (Лаптевых, Восточно-Сибирское и т.д.) в ближайшие 20 лет речь идти не может совсем, поскольку нет и не предвидится доступных технологий для этих регионов. А ожидаемая запредельная себестоимость добычи и транспортировки продукции к удаленным зарубежным потребителям делает эту операцию бессмысленной в экономическом плане. Налицо конкуренция с более дешевыми нефтью и газом даже на суше российской Арктики, не говоря уже о поставщиках из других регионов мира.   

Уже сейчас наступает конкуренция за объемы сбываемого арктического газа как между российскими компаниями Газпром, Новатэк и Роснефть, так и внутри самого Газпрома.   Так, состоявшийся при участии Президента России запуск уникального по запасам Харасавэйского месторождения ПАО «Газпром» с проектным будущим уровнем добычи 32 млрд. куб. м в год, никак не способствует развитию шельфовых проектов в обозримой перспективе. ПАО «Газпром» ограничен по рынкам сбыта, за которые в мире развернулась нешуточная борьба, о чем несколько слов позднее. И на суше у «Газпрома» уже много десятков давно открытых месторождений с категориями запасов С1 и С2, до которых добыча дойдет не скоро. 

 Сухопутные арктические проекты «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ 2», предполагающие существенные объемы поставок газа на рынок Европы и Азии,  также отодвигают перспективы востребованности арктических шельфовых проектов.

Возлагавшиеся надежды на совместные геологоразведочные проекты «Роснефти» с иностранными партнерами (ENI, ExxsonMobil, STATOIL и др.) в бывшей, т.н. «серой», зоне вблизи норвежской границы приостановлены из-за санкций.

Тем не менее, нельзя прекращать геологоразведочную активность на шельфе Арктики несмотря на изменчивую рыночную конъюнктуру. Это наши российские недра, и мы вполне определенно должны знать, чем располагаем. Другое дело, какими методами, в каком объеме, кто и за какие деньги это будет делать. Данный перечень вопросов, бесспорно, требует корректировки в новой сложившейся ситуации на мировом рынке энергоносителей.

 

«Ну что тебе сказать про Сахалин?»

 

На шельфе Сахалина в начале 90-х годов было условно выделено 9 крупных блоков, на территории которых предусматривалось развитие относительно самостоятельных нефтегазовых кластеров со своей промышленной инфраструктурой. Из них лишь три первых приступили к промышленной добыче нефти и газа: «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Сахалин-3».

Здесь освоение шельфа пошло по совершенно другой схеме, а именно с использованием Закона об СРП (Соглашения о разделе продукции), хотя на эту тему было сломано немало копий в 90-х годах 20 века, и, в конце концов, с 2004 года режим СРП был по сути заблокирован для всех остальных проектов, кроме «Сахалин-1», «Сахалин-2» и сухопутного Харьягинского месторождения в Ненецком автономном округе.

Сахалин - это первый  и самый значимый добывающий нефтегазовый кластер на российском шельфе. Сейчас сахалинские шельфовые проекты пополняют российский бюджет более, чем сотней миллиардов рублей ежегодно. Но государство в сахалинских проектах  почти ничего не потратило, т.к. основные расходы в рамках СРП взяли на себя иностранные компании. Здесь получили работу и прошли школу морской нефтегазодобычи многие тысячи российских специалистов, а Сахалинская область из депрессивного региона превратилась в район с развитой промышленной и социальной инфраструктурой. Сахалинский завод по сжижению газа, в России, исправно поставляет продукцию в Японию, Корею и Китай, а вскоре планируется запуск его третьей очереди.

В противоположность этому проекты в Баренцевом море, «проглотив» огромное количество государственных денег за тридцать лет, так и не дали реальной отдачи. Это говорит о крайней неэффективности административно-командной системы управления, которая там была реализована в отличие от Сахалина, где в свое время в 90-х годах настояли на схеме СРП. При том, что запасы Баренцевоморского региона многократно выше Сахалинских. В связи с этим, критика СРП в СМИ не всегда конструктивна. Ведь по этой схеме работает почти весь мир. Более того, для каждого месторождения принимается отдельная схема СРП, обретающая, по сути, статус закона. И государство вправе выторговать себе наиболее выгодные условия в процессе переговоров перед подписанием соглашения. Ограничивающим фактором для таких «торгов» в свою пользу у государства является лишь тот предельный уровень возмещаемых затрат и распределения продукции, при котором инвестор откажется от подписания проекта из-за очевидной невыгоды для себя. Важно найти такую планку.   Плюс для инвестора в том, что эти условия стабильны и не должны меняться так же часто как текущее налоговое законодательство.  По схеме СРП имеет право работать не только иностранный инвестор, но и 100%-я российская компания. И тогда не может идти никакой речи о «продаже недр иностранцам». На самом деле СРП может быть весьма гибким инструментом государственного регулирования недр при условии грамотного и компетентного применения данной схемы. А вот последнего как раз и не хватает.

А между тем, проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2» успешно работают.

Добыча на проекте «Сахалин-1», предусматривающем разработку трех месторождений – Чайво, Одопту и Аркутун-Даги –  стартовала в 2005 году, а уже в 2008 году проект достиг порога окупаемости, вышел на раздел продукции и начал выплату налога на прибыль в бюджет РФ. 

 Партнерами по проекту «Сахалин-1» являются ПАО «НК «Роснефть» с долей 20%, компания ЭксонМобил с долей 30%, консорциум японских компаний СОДЕКО с долей 30% и индийская государственная нефтяная компания ОНГК Видеш с долей 20%. Оператором проекта является Эксон Нефтегаз Лимитед, дочерняя компания американской  ExxonMobil. На проекте достигнуто несколько мировых технологических рекордов, прежде всего, по длине ствола горизонтальных эксплуатационных скважин, достигших 12, а в последствии и 15 км. Также, в 2017 году приступила к добыче крупнейшая в мире эксплуатационная платформа «Беркут». Но, к сожалению, это все заслуга зарубежных подрядчиков и партнеров, а отнюдь не отечественных технологий, которые на поверку попросту отсутствуют для решения таких задач.

Проект «Сахали́н-2», стартовавший в 1994 году и предусматривающий разработку Пильтун-Астохского и Лунского месторождений, в 2012  году вышел на полный раздел продукции. Государство может рассчитывать до 2031 года в общей сложности примерно на  100 миллиардов долларов доходов в свой бюджет, а до конца проекта за пределами 2040 года и того более. С конца 2006 года контрольный пакет акций в проекте стал принадлежать российскому ПАО «Газпром». Остальные партнеры владеют меньшими долями: Shell — 27,5 % минус 1 акция, Mitsui — 12,5 %, Mitsubishi — 10 %.

В проект «Сахалин-3» входит 4 крупных блока с несколькими открытыми и потенциальными месторождениями. Для них не предусмотрена схема СРП, как для вышеупомянутых двух проектов, однако есть возможность воспользоваться отдельными налоговыми льготами, предусмотренными для ряда шельфовых месторождений. Основными держателями лицензий на блоках «Сахалин-3» является «Газпром» (Киринский, Аяшский, Восточно-Одоптинский) и «Роснефть» (Венинский).

«Газпром» с участием своих дочерних компаний активно взялся за разведку, в результате чего в течение последних лет открыл здесь 6 месторождений нефти и газа, большинство из которых являются крупными: Киринское, Южно-Киринское, Нептун (бывшая структура Аяшская), Тритон  (бывшая структура Баутинская) Мынгинское, Южно-Лунское.

На Венинском блоке  «Роснефти» открыты сравнительно небольшие по меркам шельфа месторождения: Северо-Венинское и Ново-Венинское.

Из главных достижений проекта «Сахалин-3» на сегодня – начало пробной добычи на Киринском месторождении без использования традиционных морских платформ, а с помощью передовых зарубежных подводных технологий ПДК (подводные добычные комплексы).

Что касается начала добычи на остальных открытых месторождениях – это вопрос, на который на сегодня нельзя дать определенного ответа.

Причин несколько, но главных три:

·         отсутствие собственных добычных технологий, в то время как большинство зарубежных – под санкциями;

·         низкая или отрицательная рентабельность проектов при текущих ценах на углеводородное сырье в мире;

·         неопределенность со сбытом продукции в будущем в условиях развивающейся в мире жесткой конкуренции за покупателей;   

Ситуация с проектами «Сахалин-4, 5, 6, 7, 8, 9» гораздо более пессимистичная. Проект «Сахалин-4», по сути, оставлен из-за малой перспективности после предварительной разведки «Роснефтью» совместно с ВР.

На проекте «Сахалин-5» открыто несколько месторождений, но они не представляют коммерческого интереса в текущих условиях.

На проекте «Сахалин-6» были проведены отдельные поисково-разведочные работы, не давшие положительных результатов.

На остальных проектах «Сахалин – 7,8,9» за прошедшие 25 лет никакой активности по большому счету не было ввиду отсутствия заинтересованных инвесторов.

Одна из причин в прошлом – это фактическая приостановка схемы СРП в России в 2004 году. В настоящее время в дополнение к отсутствию СРП – это неопределенность с рынком нефти и газа в будущем в условиях нового технологического уклада цивилизации и развивающейся межтопливной конкуренции.  

 

 

Куда поставлять углеводороды российского шельфа в будущем?

 

В последние 7-8 дет мы стали свидетелями беспрецедентного бума в добыче сланцевых нефти и газа в США, влияние которого на мировые рынки теперь трудно переоценить [3,4].

Бесспорно, что нефть и газ на сегодня являются основными источниками энергии, и такое положение сохранится, по крайней мере, в ближайшем будущем. Но, с другой стороны, бесспорно и то, что нефтегазовый бизнес уже никогда не будет источником сверхприбыли, и рассчитывать на серьезные бюджетные поступления с него неразумно. В перспективе стоит рассчитывать на его нормальную среднюю рентабельность, сопоставимую с промышленностью в целом, причем востребованы будут только те проекты, которые позволяют с низкой себестоимостью добывать углеводородное сырье. Иначе не удастся на равных конкурировать с дешевыми нефтью и газом с Ближнего Востока, Австралии, Северной и Южной Америки и Африки. И действительно, с большой вероятностью останутся невостребованными некоторые уже открытые месторождения нефти и газа в отдаленных районах мира, как сегодня не востребованы многочисленные месторождения угля с закрытыми или законсервированными шахтами. Причем этот факт  всем казался немыслимым всего несколько десятилетий назад.

Многие современные аналитики считают, что, в отличие от нефти, газ имеет гораздо большие и длительные перспективы, поскольку с экологической точки зрения является наиболее «чистым» топливом по объемам выброса СО2 при отсутствии еще более вредных выбросов СО. К тому же, как считается, он привлекателен и для создания синтетического топлива, а также для развивающейся газохимии.

В принципе, это так, однако данные  пока не приводят к потенциальному росту цен на газ, а как раз наоборот. По факту, в 2017 году цены оказались в Японии и США почти вдвое ниже прогнозируемых за 5 лет до того, а в Европе почти втрое ниже (рис. 3). Сейчас цены на газ немного подросли, но не существенно. А если считать в долларах 2012 года (дата прогноза), то последний незначительный рост практически снивелирован инфляцией по доллару за прошедшие с тех пор 7 лет. 

РИС. 3. Прогноз цен на газ по основным рынкам до 2035 г., выполненный в 2012 году, и факт на 2017-й беспрецедентное падение цен.png

Более того, в настоящее время мы являемся свидетелями жесткой геополитической борьбы за рыки сбыта газа, спрос на который не успевает за относительно избыточным предложением.

Как мы видим в последние три года, борьба за рынки сбыта углеводородного сырья в мире сильно обострилась. Ситуация вокруг Украины с её с газотранспортной системой, препятствование Евросоюза прокладке «Южного потока», противодействие США строительству «Северного потока – 2» и развернутое строительство новых терминалов регазификации в Европе тоже находятся в цепи этих событий.  Имея в виду эту непростую ситуацию в Европе, все сейчас обратили свои взоры на страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Сейчас там газ сильно востребован, а цены в полтора раза превышают европейские. И все надеются, что такое положение вещей сохранится и в будущем. Давайте попытаемся беспристрастно проанализировать эту ситуацию, тем более, что вблизи этого рынка расположены крупнейшие в России морские нефтегазовые промыслы на месторождениях, входящих в проект «Сахалин-1» и «Сахалин-2», а только что стартовала добыча на Киринском месторождении проекта «Сахалин-3».

Сейчас азиатский рынок принял бы по относительно высоким ценам и кратно больше нефти и газа с Сахалинского шельфа. Но давайте посмотрим, что может быть в недалеком будущем? Планировалось, что в ближайшем будущем в России будет запущено еще два завода СПГ на Ямале и во Владивостоке, а несколько позднее, возможно, на Балтике и Печоре. Уже сейчас ясно, что будут задержки, в том числе и из-за санкций. К тому же дальневосточный СПГ на первых порах тоже рассчитывали заполнять газом Сахалина в 2018 году, поскольку газ из Восточной Сибири с Чаяндинского и Ковыктинского месторождений в необходимых объемах к этому сроку не поступит. А на Сахалине пока нет подготовленных к добыче новых месторождений и построенный газопровод «Сахалин-Хабаровск-Владивосток» загружен меньше, чем на четверть. Недавно открытое на шельфе крупное Южно-Киринское месторождение имеет много осложняющих моментов, и в такой короткий срок не может быть запущено. На нем еще продолжается разведка. В итоге строительство СПГ во Владивостоке пока снято с повестки дня.

А что же к тому времени станет с рынком в Азии? Сейчас туда основной объем СПГ поступает из Катара, который предпочитает этот рынок европейскому из-за высокого уровня цен.  В 2017-2020 гг. вводятся в строй большие мощности СПГ в Австралии, что приведет к значительному росту производства сжиженного газа в этой стране, и она на некоторое время может вырваться в лидеры по данному виду топлива. Этот газ, как и газ из Канады, США и других стран также приходит на данный рынок, занимая свободные ниши.  По прогнозам Оксфордского института энергетических исследований производство СПГ в мире удвоится к 2024 году по сравнению с 2013.

 Первоначально основные потоки, скорее всего, пойдут и уже идут на премиальный рынок АТР, в результате чего цены там постепенно снижаются до тех пор пока с учетом транспортных издержек не сравняются со среднеевропейскими (рис.4). При такой глобализации в недалеком будущем все относительные цены должны фактически выровняться рынком, хотя в абсолютных значениях по регионам они будут различаться в связи с разной удаленностью от источников поставки. А это значит, что азиатский рынок не готов принимать российский газ по тем высоким ценам, на которые еще вчера ориентировались некоторые наши экономисты при прогнозе  эффективности проектов, в том числе шельфовых.   Да и свободной ниши на нем в настоящее время уже не так много. Запускаемые уже сейчас масштабные австралийские шельфовые проекты СПГ наталкиваются на серьезные проблемы со сбытом газа по адекватным ценам, обеспечивающим их рентабельность, и потому частично сворачиваются.

 

На сегодня в мире по сути два глобальных рынка сбыта газа: Европа и юго-восточная Азия (рис. 4). США, в недалеком прошлом крупнейшие импортеры газа,  теперь покрывают свои внутренние потребности и становятся нетто-экспортером. Рынок Европы по большинству прогнозов уже насыщен, и вряд ли его емкость будет расти выше 600 млрд. кубометров в год при том, что доля возобновляемых источников энергии здесь растет гигантскими темпами, и впредь они будут все более конкурировать с газом. Тем не менее, «Газпром» за 5 лет смог в конкурентной борьбе увеличить объем экспорта в Европу почти в полтора раза, но общая выручка за такой выросший объем уменьшилась из-за значительного падения цены за то же время (рис. 3). Это резко снизило рентабельность бизнеса с текущих проектов, а  большинство новых месторождений, которые еще не обустроены, совершенно не смотрятся рентабельными  при новых ценах и, вероятно, будут отложены надолго. Тем более, что «Газпром» может в короткий срок увеличить добычу на 15-20% с текущих проектов при наличии достаточного спроса.

РИС. 4. Традиционные и новые развивающиеся газо-экспортные регионы мира.png

На рынке Азиатско-тихоокеанского региона (АТР) главными потребителями являются  Китай, Япония и Южная Корея. Сейчас туда  вслед за Катаром, традиционным поставщиком СПГ, ринулись со свои газом Австралия, Индонезия, Малайзия, а теперь и США. На подходе в будущем еще газ шельфа Африки.

Основные надежды на рост потребностей в газе здесь возлагают на Китай. Но китайцы тщательно и последовательно заботятся о диверсификации своих источников газовых поставок, настоящих и будущих. Так, уже на полную мощность (55 млрд. куб. м в год) готов работать газопровод из Туркмении с весьма дешевым газом, заключаются соглашения и с Казахстаном.  Развивается и собственная добыча сланцевого газа. Кроме того, китайские компании набрали столько зарубежных лицензий на разведку и добычу в различных странах, что в ближайшие десятилетия могут себя чувствовать относительно спокойно. В их общем импорте поставки газа с проекта «Ямал СПГ» и ожидающиеся через несколько лет объемы газа из строящегося газопровода «Сила Сибири» (39 млрд. кубометров в год) не имеют решающего значения. Не столь существенны они и для «Газпрома» по сравнению с его нынешними экспортными поставками в Европу,  которые на сегодня почти впятеро больше. Так что цены на газ будут диктовать именно покупатели.  

Таким образом, никакого дефицита газа и на рынке Азии в обозримом будущем пока не ожидается, так же,  как и в Европе. Этот аспект никак нельзя упускать при долгосрочном планировании и строительстве добычных мощностей.

По данным агентства Fich [12] на период 2020-2022 гг. придется избыточное предложение СПГ в мире  за счет ввода мощностей в Австралии и США (Fich, 2018) что приведет к существенному снижению цен на газ и сделает еще более проблемной рентабельное функционирование российских арктических шельфовых проектов. Пока этот фактор реально не учитывается в долгосрочных планах.

 

Межтопливная конкуренция,  альтернативная энергетика и новые энергетические тренды

 

Источники энергии в прошлом, настоящем и будущем

Тон нынешнему т.н. энергетическому переходу в значительной мере задают два главных фактора – это, с одной стороны, принятая Парижская конвенция об ограничении выбросов СО2 в атмосферу, а с другой стороны усиливающая с каждым годом межтопливная конкуренция: уголь, нефть, газ, биотопливо и т.п.

 

Сравнительно долгое время человечество не могло представить себя без угля. Его открытые запасы на планете огромны и если бы не усиливающиеся экологические проблемы с ним, запасов хватило бы еще очень многим поколениям. И сейчас многие стали поговаривать, что похожая судьба ждет в будущем и нефть с газом, больно уж сходны эти две ситуации, различающиеся только интервалом в 100 лет.

Однако есть ли что-то еще, что сдерживает потребление угля кроме экологии? Да, есть. И этот фактор едва ли не главный. Дело в том, что угольный бум разразился на планете в 19-м веке, когда появился и активно развивался новый технологический уклад, в основе которого лежала изобретенная паровая машина. Бурное развитие в мире промышленности, железных дорог, а потом и судоходства на паровой тяге делало уголь незаменимым топливом, а также сырьем при производстве чугуна и стали, требовавшихся в огромных количествах. А всеобщая электрификация потребовала строительства тысяч тепловых электростанций, топливом для которых также служил уголь. 

Но с появлением в 20 веке двигателя внутреннего сгорания, заменившего в очень многих машинах и механизмах паровую машину, резко снизилась доля угля в общем потреблении, хотя в абсолютных числах его добыча продолжала расти почти до конца 20 века. Просто энергоемкость цивилизации росла, и всегда будет расти. И на сегодня его главными потребителями в абсолютных объемах остаются США, Китай и Индия, на долю которых приходится до 70% мирового рынка угля. И это несмотря на то, что в этих странах большими темпами развивается альтернативная энергетика, а нефть и газ для них пока являются главными в энергобалансе, добыча и потребление которых значительно выросла за последнее десятилетие.

 

Большое будущее в 50-60-х годах ХХ века пророчили атомной энергетике. И, в самом деле, к настоящему времени АЭС получили широкое распространение в мире, но все же их доля в энергобалансе цивилизации остается на уровне первых процентов и не демонстрирует тенденции к серьезному росту. Виной всему две крупные аварии (Чернобыль и Фукусима) и множество небольших инцидентов, которые остаются неизвестными широкой общественности. Кроме того, возросший в последние годы уровень террористической опасности во всем мире заставляет всерьез задуматься о возможных последствиях, которые могут оказаться катастрофическими. Проблемы утилизации радиоактивных отходов тоже не придают большого импульса более масштабному развитию атомной энергетики.  По этим и другим причинам одна из крупнейших экономик мира, Германия, взяла курс на полное исключение АЭС из национального энергобаланса и серьезно сфокусировалась на альтернативной «зеленой» энергетике.   

В самом деле, в последние несколько лет на рынок энергоносителей стремительно врываются возобновляемые источники энергии, которые уже нельзя недооценивать. В умах отечественных управленцев от энергетики до сих пор преобладает пренебрежительное отношение к ним и представления о том, что все эти виды «живут» на дотациях. Так было совсем недавно, но буквально в последние 3-4 года ситуация кардинально изменилась. Например, мощности ветровой энергетики в мире возросли в 2 раза за 5 лет и в 30 раз с 2000 г. В настоящий момент мощности ветровой генерации в одной только Германии превосходят суммарную мощность всех российских АЭС вместе взятых.

Не отстает и солнечная энергетика. Ее мощности в мире за 10 лет с 2008 до 2018 год увеличились в 32 раза, а по сравнению с 1999 г. - в 420 раз! [2] 

Да, здесь тоже есть экологические проблемы другого плана, нежели выбросы СО2, но они решаемы и решаются шаг за шагом. Режим субсидирования «зеленой» энергетики постепенно уходит в прошлое, и на сегодняшний день ее себестоимость в отдельных странах уже находится на уровне 2-3 центов за киловатт-час, а, например, в Чили избыток солнечной генерации в прошлом году привел к тому, что в течение 192 дней электроэнергия отпускалась бесплатно [11]. Расценки в 2-3 цента (1-2 рубля за киловатт-час) даже у нас остались далеко в прошлом, хотя Россия ориентируется пока исключительно на традиционные источники, поскольку имеет их в огромном количестве в своих недрах.

Из рис. 5 следует, что буквально в последние годы мировые мощности как по ветровой, так и по солнечной генерации превзошли мощности атомной энергетики, несмотря на то, что последние, в целом, тоже немного подросли (8% за 10 лет).  Правда, построенные мощности – это еще не объем произведенной ими энергии, но вектор развития налицо.

РИС. 5. Изменение объемов мощностей генерации электричества в мире (Гвт) по трем видам энергии солнечной, ветровой, атомной видам.png

Возвращаясь к прошлым историческим аналогиям при смене парадигм энергопотребления человечества, нам стоит задуматься о том, не пропустим ли мы появления нового технологического уклада в развитии цивилизации, вернее ключевых технологий его энергообеспечения?  В наше время уже вовсю раздаются голоса о скором запрете эксплуатации автомобилей с двигателями внутреннего сгорания (ДВС), прежде всего, в развитых европейских странах. Основа ДВС - это нефть и газ, эпоха которых вот уже 100 лет как не заканчивается.

А что на смену? Электромобили или двигатели на водородных топливных элементах? Однако, с ними не все так просто, особенно в странах с холодным климатом, к которым относится и Россия. Думаем, что революции с «электромобилизацией» уже не произойдет. Обычно технологические революции происходят гораздо быстрее, как это было с тем же ДВС в начале 20 века. Предполагаем, что будет идти некоторая эволюция рынка с повышением доли электромобилей до 10-15%, возможно немного больше. Проблемы аккумуляторных емкостей, их массогабаритов, а также экологические проблемы их производства и утилизации решаются гораздо медленнее, чем хотелось бы. Еще часть автомобилей перейдет на водородные топливные элементы.

Скорее всего, мы наблюдаем эволюционное движение к многоукладной энергетике будущего, основные элементы которой уже отчетливо видны. Это значительное повышение доли электрогенерации из ВИЭ, заметное сокращение потребления угля, стабилизация потребления нефти и газа на ближайшие 10-20 лет при последующем его снижении в относительных, но не абсолютных объемах.

 

Именно поэтому большинство крупных нефтегазодобывающих компаний мира стали довольно быстро диверсифицировать свой бизнес, обращая серьезное внимание на возобновляемую энергетику. Ниже в таблицу 1 мы свели основные факторы, которые нам удалось подметить при анализе современных общедоступных информационных источников [2].

ТАБЛИЦА 1. Сопоставление активности отдельных мировых нефтегазовых компаний в секторах добычи УВ с «зеленой» энергетикой.png

Совершенно очевидно, что установившийся тренд на увеличение доли возобновляемых источников уже не переломить, что поняли нефтяники ведущих мировых компаний и потому решили не только быть в курсе дел конкурентов из сектора ВИЭ, но и активно участвовать в данном процессе. Этого не скажешь об отечественных компаниях. 

Нефть, газ, шельф и соображения об энергетике Арктики в будущем

В настоящее время в российской Арктике наблюдается сильный тренд на увеличение добычи и производства сжиженного природного газа (проекты «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ») вдобавок к тому, что основная ресурсная база добычи «Газпрома» также находится на арктической суше. Возможные рынки сбыта – Европа и страны АТР. Однако мы обсуждали выше неопределенность будущей ситуации с точки зрения емкости рынка и ожидаемых цен. Попутно предполагается обеспечить этим видом топлива все арктическое побережье России, для чего придется строить системы регазификации. Это не очень эффективно, поскольку  больших и даже средних потребителей на российском арктическом побережье нет. Еще одна из глобальных задач, которая должна быть решена – это развитие Северного морского пути (СМП), грузооборот которого к 2025 году должен составить 80 млн. тонн, увеличившись практически в 10 раз по сравнению с нынешним. Затраты российского бюджета на инфраструктуру колоссальны, затраты инвесторов тоже немаленькие. Экономическая эффективность СПГ обеспечивается беспрецедентными налоговыми льготами. 

В то же время альтернативная энергетика в данном районе может быть вполне востребованной, но, прежде всего, для самообеспечения  небольших «островков цивилизации», существующих здесь на бескрайних незаселенных просторах. Это могут быть и новые горнодобывающие производства рудных полезных ископаемых, требующихся для развития нового технологического уклада,  и отдаленные воинские части и даже города и поселки, население которых здесь редко превышает 1000 человек. Ведь не секрет, что северный завоз топлива, осуществляемый при колоссальных затратах,  не способствует созданию здесь какого-либо конкурентоспособного производства, а прокладка каких-либо серьезных трубопроводов, сооружение станций регазификации СПГ с локальными газораспределительными сетями или ЛЭП пока неуместна по экономическим причинам.

 Одними из обсуждаемых ныне концептуальных предложений является сооружение плавучих или наземных атомных реакторов небольшой мощности для российской Арктики.  Однако даже минимальная их мощность является чрезмерной для большинства поселков. Доступность мест для монтажа ограничена крайне малыми глубинами моря по всему арктическому побережью и почти исключена во внутренних сухопутных районах, где ожидается открытие большинства месторождений ТПИ.   Кроме всего прочего, проблема перезарядки даже относительно мобильных реакторов раз в 50 лет – это очень серьезно. Экологический фактор вместе с возросшими террористическими угрозами. В добавление к сказанному – это потенциальная военная цель в случае вооруженного конфликта, что в сочетании с весьма немалой стоимостью проекта почти не оставляет места АЭС в Арктике, даже для небольших мощностей.

 Каковы же тогда возможные источники энергии здесь?

Во-первых, по потенциальной ветровой энергии этот регион объективно является самым привлекательным на планете. Но разработанные для теплой Европы ветровые генераторы пока не адаптированы для местных суровых климатических условий. Неужели эта задача не под силу российскому инженерному корпусу? Ведь мир уже существенно продвинулся в этом направлении, производя большими сериями ветрогенераторы разной мощности (наиболее распространенные из них  1,98 Мвт) и создавая огромные ветровые парки на побережьях и в море. В то время как у нас этим серьезно никто не занимается. К тому же имеющиеся уже сейчас в Заполярье единичные установки попросту некому квалифицированно обслуживать из-за серьезных проблем с привлечением квалифицированных кадров в эти районы.

Один взгляд на карту скорости ветров (рис. 6) заставляет задуматься о том, почему это таким чудесным образом в одних и тех же регионах сосредоточены главные конкурирующие виды энергии? С одной стороны, это  исчерпаемые ресурсы УВ, требующие невероятных усилий, технологий и средств для их извлечения  из недр, доставки в пункты переработки, а затем обратной доставки с ледоколами уже в виде очень дорогого топлива. И это, по большей части, затем, чтобы использовать их для электроснабжения арктических поселков и воинских частей. С другой стороны, это неисчерпаемые ресурсы ветровой энергии «данные нам от бога», которые никуда возить не надо, а просто их взять и здесь же использовать. «Ветряк» – это что, чудо инженерной мысли наподобие подводного добычного комплекса (ПДК) подо льдом, который пока никому в мире не удалось сделать, потому что все управленцы любят говорить, что ПДК даже не подо льдом сложнее «космоса»? Неужели российские инженеры так слабы даже для «ветряков»?! Задачу поставьте, и все будет сделано. И неисчерпаемая энергия для развития Арктики будет у нас в руках.

РИС. 6. Возможности ветрогенерации в Арктике и на Дальнем Востоке безграничны.png

Совершенно очевидно, что установившийся тренд на увеличение доли возобновляемых источников уже не переломить, что поняли нефтяники ведущих мировых компаний и потому решили не только быть в курсе дел конкурентов из сектора ВИЭ, но и активно участвовать в данном процессе. Этого не скажешь об отечественных компаниях. 

Нефть, газ, шельф и соображения об энергетике Арктики в будущем

В настоящее время в российской Арктике наблюдается сильный тренд на увеличение добычи и производства сжиженного природного газа (проекты «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ») вдобавок к тому, что основная ресурсная база добычи «Газпрома» также находится на арктической суше. Возможные рынки сбыта – Европа и страны АТР. Однако мы обсуждали выше неопределенность будущей ситуации с точки зрения емкости рынка и ожидаемых цен. Попутно предполагается обеспечить этим видом топлива все арктическое побережье России, для чего придется строить системы регазификации. Это не очень эффективно, поскольку  больших и даже средних потребителей на российском арктическом побережье нет. Еще одна из глобальных задач, которая должна быть решена – это развитие Северного морского пути (СМП), грузооборот которого к 2025 году должен составить 80 млн. тонн, увеличившись практически в 10 раз по сравнению с нынешним. Затраты российского бюджета на инфраструктуру колоссальны, затраты инвесторов тоже немаленькие. Экономическая эффективность СПГ обеспечивается беспрецедентными налоговыми льготами. 

В то же время альтернативная энергетика в данном районе может быть вполне востребованной, но, прежде всего, для самообеспечения  небольших «островков цивилизации», существующих здесь на бескрайних незаселенных просторах. Это могут быть и новые горнодобывающие производства рудных полезных ископаемых, требующихся для развития нового технологического уклада,  и отдаленные воинские части и даже города и поселки, население которых здесь редко превышает 1000 человек. Ведь не секрет, что северный завоз топлива, осуществляемый при колоссальных затратах,  не способствует созданию здесь какого-либо конкурентоспособного производства, а прокладка каких-либо серьезных трубопроводов, сооружение станций регазификации СПГ с локальными газораспределительными сетями или ЛЭП пока неуместна по экономическим причинам.

 Одними из обсуждаемых ныне концептуальных предложений является сооружение плавучих или наземных атомных реакторов небольшой мощности для российской Арктики.  Однако даже минимальная их мощность является чрезмерной для большинства поселков. Доступность мест для монтажа ограничена крайне малыми глубинами моря по всему арктическому побережью и почти исключена во внутренних сухопутных районах, где ожидается открытие большинства месторождений ТПИ.   Кроме всего прочего, проблема перезарядки даже относительно мобильных реакторов раз в 50 лет – это очень серьезно. Экологический фактор вместе с возросшими террористическими угрозами. В добавление к сказанному – это потенциальная военная цель в случае вооруженного конфликта, что в сочетании с весьма немалой стоимостью проекта почти не оставляет места АЭС в Арктике, даже для небольших мощностей.

 Каковы же тогда возможные источники энергии здесь?

Во-первых, по потенциальной ветровой энергии этот регион объективно является самым привлекательным на планете. Но разработанные для теплой Европы ветровые генераторы пока не адаптированы для местных суровых климатических условий. Неужели эта задача не под силу российскому инженерному корпусу? Ведь мир уже существенно продвинулся в этом направлении, производя большими сериями ветрогенераторы разной мощности (наиболее распространенные из них  1,98 Мвт) и создавая огромные ветровые парки на побережьях и в море. В то время как у нас этим серьезно никто не занимается. К тому же имеющиеся уже сейчас в Заполярье единичные установки попросту некому квалифицированно обслуживать из-за серьезных проблем с привлечением квалифицированных кадров в эти районы.

Один взгляд на карту скорости ветров (рис. 6) заставляет задуматься о том, почему это таким чудесным образом в одних и тех же регионах сосредоточены главные конкурирующие виды энергии? С одной стороны, это  исчерпаемые ресурсы УВ, требующие невероятных усилий, технологий и средств для их извлечения  из недр, доставки в пункты переработки, а затем обратной доставки с ледоколами уже в виде очень дорогого топлива. И это, по большей части, затем, чтобы использовать их для электроснабжения арктических поселков и воинских частей. С другой стороны, это неисчерпаемые ресурсы ветровой энергии «данные нам от бога», которые никуда возить не надо, а просто их взять и здесь же использовать. «Ветряк» – это что, чудо инженерной мысли наподобие подводного добычного комплекса (ПДК) подо льдом, который пока никому в мире не удалось сделать, потому что все управленцы любят говорить, что ПДК даже не подо льдом сложнее «космоса»? Неужели российские инженеры так слабы даже для «ветряков»?! Задачу поставьте, и все будет сделано. И неисчерпаемая энергия для развития Арктики будет у нас в руках.

Полная версия доступна после покупки

Авторизироваться
Читайте также
Система Orphus