Минэнерго подготовило "дорожную карту" развития российского ТЭКа до 2035 года, формирующую основные ориентиры для нефтяной, газовой, угольной и др. отраслей. Но на рынке этот документ восприняли как еще один инструмент контроля за бизнесом.
Минэнерго в марте отправило в правительство проект энергостратегии России до 2035 года, который планируется окончательно согласовать до конца года. Этот документ должен стать системообразующим для отрасли. В нем перечисляются основные ориентиры ее развития, которые компании должны учитывать при составлении собственных стратегий. С энергостратегией напрямую будут увязаны программы развития нефтяной отрасли до 2020 года, нефтехимической промышленности до 2030 года и генеральная схема развития газовой отрасли до 2030 года (в нее может войти и схема развития газового хозяйства Крыма). Как объясняют источники "Ъ" в правительстве, энергостратегия создается для дополнительного контроля над отраслью. "Это стандартная практика, в каждой отрасли есть такие документы. Компании не должны забывать, что еще существуют интересы государства, которые должны соблюдаться. Плюс это некий ориентир для всех",— говорит собеседник "Ъ". Работа над документом велась с осени.
В энергостратегии учитываются два других важных документа с горизонтом планирования до 2030 года: концепция долгосрочного социально-экономического развития и его долгосрочный прогноз. Стратегия включает в себя также генсхему размещения объектов электроэнергетики и программу развития угольной отрасли.
Среднегодовой темп роста отечественного ВВП в Минэнерго оценивают на уровне 2,8-3,8% (в зависимости от сценария). При общем росте экономики к 2035 году в 2,5 раза потребление первичных ресурсов вырастет только на 27%.
Цель энергостратегии довольно общая — создание инновационного и эффективного энергосектора. Для этого необходимы комплексная модернизация и развитие энергетики, развитие внутренней инфраструктуры, повышение энергоэффективности, повышение доступности и качества энерготоваров, диверсификация поставок. Стратегию предлагается реализовать в четыре этапа. Сначала предполагается устранить недостатки инфраструктуры и развития ТЭКа (2014-2020). Затем создать инфраструктуру новой экономики и произвести "инновационное обновление" ТЭКа (2021-2025). Это приведет к "выходу российской энергетики на уровень эффективности развитых стран" (2026-2035). В результате страна должна получить энергетику с высокоэффективным использованием традиционных энергоресурсов и неуглеводородных источников энергии. Правда, какие именно шаги будут для этого сделаны, из документа не ясно и, какими, например, будут неуглеводордные источники энергии, не понятно.
Зато в документе названы "стратегические инициативы", направленные на развитие ТЭКа. Необходимо, например, формирование нефтегазовых комплексов с развитием инфраструктуры на Дальнем Востоке. Какими будут эти проекты, примерно понятно уже сейчас. Прежде всего это расширение ВСТО для нужд "Роснефти" (поставки нефти в Китай) и создания Восточной нефтехимической компании (будет производить не только нефтепродукты, но и товары нефтехимии) с 15 млн до 30 млн тонн нефти в год к 2018 году. Кроме того, "Газпром" планирует строительство газопровода "Сила Сибири" до Китая мощностью 60 млрд кубометров газа в год к концу 2017 года. Следующая "стратегическая инициатива" — освоение шельфа. Он поделен между "Роснефтью" и "Газпромом", и на данный момент говорить об увеличении количества игроков не приходится. Госкомпании объявляют о планах по его освоению, привлекают иностранных партнеров. Однако пока предположить, как будут развиваться эти проекты, сложно. Две другие инициативы более общие — "развитие технологического энергосбережения" и развитие внутренней инфраструктуры в части доступности и легкости подключения.
Говорится в энергостратегии и о мерах господдержки. В частности, планируется разработка новой системы классификации запасов (не все компании видят в этом необходимость), переход от НДПИ к НДД для новых месторождений (пока речь идет только о нескольких пилотных проектах с 2015 года), стимулирование научно-технического прогресса, укрепление позиций на рынке ЕС и АТР и приоритет в создании единого энергетического пространства в рамках ЕЭС. Разработчики документа предвидят ряд рисков. В частности, ухудшение мировой конъюнктуры, замедление роста экономики, отставание в реализации программ инвестиционного и инновационного развития.
Базой для развития ТЭКа останется рост добычи. В частности, Минэнерго прогнозируют, что к 2035 году добыча нефти стабилизируется на отметке 530 млн тонн (сейчас — около 520 млн тонн). Предусмотрен и негативный вариант — падение добычи до 470 млн тонн. Такая же ситуация и с экспортом нефти. К 2035 году он должен стабилизироваться на отметке 250 млн тонн, а при плохой конъюнктуре — на уровне 190 млн тонн. При этом структура экспорта нефти не должна существенно измениться, лишь несколько увеличится экспорт в АТР. Уровень переработки российской нефти изменится незначительно: при благоприятном развитии событий он увеличится с нынешних 265 млн до 270 млн тонн, а при неблагоприятном — снизится до 255 млн тонн. Зато глубина переработки должна увеличиться почти до 90%. Предполагалось, что этот уровень должен быть достигнут и раньше. Но уже известно, что ряд нефтекомпаний задерживает исполнение взятых на себя обязательств по модернизации.
По прогнозам Минэнерго, добыча газа к 2035 году должна составить 950 млрд кубометров (согласно негативному сценарию — 850 млрд кубометров). Основные драйверы роста — Чаяндинское и Ковыктинское месторождения "Газпрома", которые пока не разрабатываются, а также шельф. Внутреннее потребление вырастет до 570-590 млрд кубометров газа, а экспорт — до 300-360 млрд кубометров газа. В структуре экспорта прогнозируется увеличение поставок на Восток, причем прежде всего СПГ — до 350 млрд кубометров. Доля же трубопроводных поставок на Запад до 2035 года должна остаться примерно на сегодняшнем уровне — около 200 млрд кубометров газа.
Источники "Ъ" в правительстве отмечают, что пока энергостратегия выглядит довольно сырой. В нефтекомпаниях говорят, что документ видели, но "смысл его непонятен": "Естественно, все хотят больше и эффективнее добывать, зачем для этого отдельный документ — не ясно". Публично энергостратегию комментировал только президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов. Он подчеркивал, что ключевым вопросом для стабильного развития ТЭКа является переход на НДД (это в документе отражено). При этом господин Алекперов отмечал, что энергостратегия не предусматривает принцип работы на условиях соглашения о разделе продукции), который применяется во всем мире, но "был искажен в нашей стране". В ЛУКОЙЛе, который является главным лоббистом допуска частных компаний на российский шельф, надеются, что в документе будет отражена и такая точка зрения.
В экспертном сообществе энергостратегию пока тоже воспринимают неоднозначно. Например, председатель общественного совета Минэнерго, глава Сбербанка Герман Греф заявлял, что разработчикам программы следует быть более амбициозными и пересмотреть ряд показателей. Например, уровень ВВП. Говорил господин Греф и о необходимости более активного развития прорывных технологий: "Сейчас мы видим, что очевидные ошибки в стратегии "Газпрома" привели к тому, что мы потеряли грандиозный потенциал развития".
Заглянуть внутрь нефтяной корзины
Ежегодно Международное энергетическое агентство и ОПЕК садятся за стол для обсуждения собственных прогнозов долгосрочного развития мирового рынка энергетики.
Не последнее место в данной дискуссии занимает анализ мирового спроса на нефть и жидкие углеводороды. Так, обе организации считают, что до 2020 года квоты ОПЕК останутся в пределах нынешних 30 млн бар в сутки, а после 2020 года лишь немного увеличатся. При этом партнеры расходятся в оценке прогноза на 2014 год в части потребления нефти на Африканском континенте: прогноз МЭА выше прогноза ОПЕК на 0,2 млн бар в день, а также производства нефти в странах, не входящих в нефтяной картель, в частности странах--членах ОЭСР: оценка МЭА снова выше ОПЕК на 1,1 мбд.
Разница в оценке роста мирового ВВП на 0,5% привела к тому, что суммарное потребление нефти в Китае, Индии, США и ЕС в 2014 году также не совпадает у этих двух организаций. При этом партнеры сходятся в том, что основным двигателем спроса на жидкие углеводороды будут страны, не входящие в ОЭСР. По одному из сценариев прогноза в среднесрочной перспективе в странах--членах ОПЕК темпы роста производства первичных источников энергии окажутся ниже, чем в других регионах, в основном за счет растущего производства в государствах Северной Америки и странах, не входящих в ОПЕК и ОЭСР (регион Юго-Восточной Азии).
По мнению МЭА, за счет разведки собственных сланцевых месторождений к 2015 году США станут мировым лидером по добыче нефти, пик добычи которой в США и Канаде придется на 2017-2019 годы, в то время как ОПЕК считает, что в государствах добыча останется на том же уровне, на котором находится сейчас. По мнению партнеров, пятилетний план развития энергетического сектора Китая свидетельствует о том, что в Китае будут приниматься меры по сокращению доли угля среди потребления первичных источников энергии. При этом дополнительные темпы роста получит потребление природного газа, это вызвано тем фактором, что Китай рассчитывает на импорт австралийского газа, промышленная добыча которого благодаря колоссальным инвестициям Поднебесной начнется уже в ближайший период, а также разработкой собственных сланцевых месторождений. Не последнюю роль будет играть импорт российского газа, и в этом контексте новость о согласовании цены с China National Petroleum Corporation на первые три года поставок является позитивным для России фактором. В Индии предусмотрено увеличение использования возобновляемых источников энергии для производства электричества. Ожидается, что рост спроса на электричество в Японии заставит страну продолжить производить атомную энергию, от производства которой государство полностью отказалось осенью 2013 года. В результате к 2035 году общий спрос 8,7-миллиардного населения на первичные источники энергии составит 337-342 млн бар нефтяного эквивалента в день (для сравнения: в 2010 году этот показатель равнялся 260 мбнэ в день). Причем ОПЕК ожидает более высокие темпы роста ВВП в Китае и Индии, а следовательно, и потребления энергоресурсов, нежели МЭА. При этом между двумя организациями нет общего понимания в прогнозе цены на нефть как основного источника энергии: ОПЕК исходит из стоимости барреля нефти корзины ОПЕК (себестоимость добычи суммируется со стоимостью транспортировки), МЭА использует форвард шестилетнего прогноза на стоимость североморской нефтяной смеси марки Brent, а также среднюю стоимость барреля нефти для стран-импортеров. В результате к 2020 году получается разброс цен от $94 до $120, в 2035 году — от $100 до $145 (рассчитано в долларах США 2012 года).
Технология интеллекта
Михаил Черкасов, директор департамента по работе с клиентами в сфере нефти и газа Schneider Electric, отмечает, что повышению эффективности нефтяных месторождений способствуют новые технологии не только в области добычи сырья, но и в сфере технического обслуживания добычи.
Фото: Пресс-служба «Экспоцентр»
Наша компания много инвестирует в оптимизацию и системы моделирования всех процессов, которые протекают на поверхности месторождения.
Традиционно мы предлагаем решения по двум направлениями. Первый блок — системы автоматизации, предназначенные для оборудования, работающего на всех этапах нефтедобычи: от управления работы насосами на кустах скважин до процессов сдачи товарной нефти в трубопроводную систему. Автоматизация работы насосов позволяет увеличить объем добычи нефти путем сокращения простоев скважин. К примеру, на месторождениях, имеющих достаточно сильную обводненность, актуальны решения, позволяющие вести непрерывную добычу, при этом контролируя соотношение воды и нефти в извлекаемой на поверхность эмульсии.
Второй блок решений касается организации электроснабжения всех объектов нефтедобычи, нефтеперекачки и нефтепереработки. Здесь важно найти оптимальное в ценовом плане решение.
Надо отметить, что сейчас все инвестиции в нефтегазовую отрасль определяются исходя из текущей и прогнозируемой цены на нефть. Есть месторождения, по большей части это трудноизвлекаемые запасы, которые при определенной цене просто не имеет смысла разрабатывать. Здесь возможен революционный прорыв только в том случае, если будут созданы новые технологии, существенно удешевляющие добычу. Отчасти рентабельность месторождений возрастает и при внедрении энергоэффективных решений за счет снижения себестоимости единицы добытой нефти.
Совместно с компанией "Газпром нефть" мы ведем разработку концепции интеллектуального месторождения Smart Field. Решение включает управление насосами, режимами добычи, оно начинается от скважины и заканчивается на уровне управления добычным предприятием. Smart Field позволяет контролировать все системы жизнеобеспечения месторождения и вопросы распределения электроэнергии и питания объектов добычи. Это глобальная система, которая позволит объединить все отдельные решения, обеспечивающие экономию на том или ином участке до 20-25%.