При средних ценах на российскую нефть на мировом рынке 20–25 долл. за баррель добыча «черного золота» в России к 2020 г. может достигнуть 550–590 млн. т в год против 457 млн. т в 2004 г. С таким прогнозом на завершившейся на днях Четвертой всероссийской неделе нефти и газа выступил министр промышленности и энергетики РФ Виктор Христенко. По его мнению это возможно, несмотря на высокую степень выработанности действующих месторождений, благодаря введению в эксплуатацию новых залежей в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и шельфе северных морей. Впрочем, с такой оценкой не спешат соглашаться многие эксперты. Более того, не исключено, что в ближайшем будущем Россию ждет сокращение объемов производства нефти. О перспективах развития отечественной нефтяной промышленности корреспондент RBC daily Дмитрий Коптюбенко побеседовал с заместителем председателя Совета по изучению производительных сил при Минэкономразвития Александром Арбатовым.

– Александр Аркадьевич, какой объем нефти рационально ежегодно добывать в России? Как Вы относитесь к такой точке зрения, что Россия не должна добывать свыше 450 млн. т нефти в год, иначе это грозит проблемами для отечественной нефтяной отрасли в будущем?

– Вопрос не в том, должна или не должна Россия добывать нефти больше, чем 450 млн. т. Через 2–3 года (максимум через 5 лет) Россия попросту не сможет добывать не только более 450, но и 420 млн. т из-за того, что сырьевая база, которая практически не изменилась за последние 10 лет, сейчас уже истощена. За это время было несколько открытий, например в районе Каспия, но они не меняют общей картины. Кроме того, возможности сырьевой базы были подорваны бурным ростом объемов добычи в последнее время. Ведь активное воздействие на нефтяные пласты, которое практикуют некоторые компании, через 2–3 года после его начала приводит к резкому падению дебитов скважин. Так что уже в ближайшем будущем нас ждет остановка роста добычи, затем стабилизация и снижение. В свое время специальная комиссия провела анализ, согласно которому при условиях существующей сырьевой базы и применении ряда технологических нововведений Россия сможет до 2015 г. добывать 360–380 млн. т в год. Вот и получается, что сейчас мы ускорили объемы отбора нефти (причем многое останется безвозвратно потерянно в пластах), но затем, примерно в районе 2010 г., нам придется вернуться на рубежи под 400 млн. т в год. Но ничего страшного в этом я не вижу. К примеру, в 2003 г. в России было переработано около 180 млн. т нефти, из них 60 млн. т было экспортировано. Отсюда видно, что реальные потребности нашей страны составляют примерно 120 млн. т в год в нефтяном эквиваленте. Таким образом, при любом раскладе наши собственные потребности будут удовлетворены, а на экспорт останутся солидные объемы.

– Многие специалисты отмечают, что в настоящее время существует конфликт между «западным» и «советским» подходами к разработке нефтяных месторождений. «Советский» подход означает более медленную разработку месторождений без дополнительных потерь нефти, а «западный» – форсированную добычу и большие доходы нефтяных компаний и, как следствие – большие отчисления в бюджет. Какой подход, на Ваш взгляд, в большей степени отвечает интересам России?

– Надо сразу уточнить, что тот подход, который вы назвали «советским», практикуется, к примеру, и в США. Американцы тщательно следят за тем, чтобы нормы отбора углеводородов из месторождений, установленные проектной документацией, соблюдались. Просто в Советском Союзе такой подход получил распространение раньше, еще в 1930-е гг. В СССР его было более удобно реализовывать, поскольку отечественные месторождения целиком передавались одному разработчику, в то время как на Западе, в тех же Штатах, изначально месторождения разделялись на блоки. В результате несколько компаний, разрабатывающих то или иное месторождение, должны были согласовывать вопросы отбора нефти между собой. В целом же это подходы, исповедующие разные экономические цели. «Западный» подход нацелен на быстрое получение результата, что сулит большие прибыли и поступления в бюджет. Это позволяет в короткие сроки привлечь больше денег на экономическое развитие. Минус этого подхода – потеря нефти в недрах. Решать, какой подход применять, нужно индивидуально, по каждому проекту, а не распространять единую практику на все проекты. Что же касается России, то текущее состояние сырьевой базы должно стимулировать нефтяные компании эксплуатировать месторождения, добиваясь максимального извлечения нефти. Ведь еще пару лет назад 55% наших разрабатываемых запасов, а сейчас, может, уже и больше, по тем или иным критериям относились к категории трудно извлекаемых. Их доля будет только нарастать, тем более что каких-либо новых крупных месторождений, которые могли бы переломить ситуацию, дать новый импульс для роста добычи, и которые можно было бы ввести в эксплуатацию в течение следующих 7–10 лет, не предвидится. Кроме этого, для России важно получить возможность регулировать уровень добычи так, чтобы в неблагоприятные конъюнктурные годы мы могли бы меньше добывать, но это сокращение возможно было бы осуществить без потерь в недрах. Сейчас некоторые месторождения находятся в таких условиях, которые не позволяют остановить добычу без существенных потерь. Необходима сис

тема резервирования нефти. В таком случае при неблагоприятной конъюнктуре нефть можно было бы резервировать, а при хорошем спросе – реализовать. Мы делали соответствующие расчеты, и получается довольно эффективно. В любом случае нам нужно добиться как можно большего извлечения и как можно более эффективной с экономической точки зрения реализации нефти, которую мы добываем.

– Из года в год в России сокращаются объемы буровых работ. Существует ли опасность, что в какой-то момент мы попросту откажемся без новых месторождений?

– Действительно, объемы буровых работ сокращаются. Это происходит потому, что ведущие компании обеспечены ресурсами на достаточно длительную перспективу. Для них сейчас геологоразведочные работы – это оторванные от сердца средства. Поэтому они стараются минимизировать бурение, даже эксплуатационное. Много скважин остановлено, эксплуатируются только наиболее продуктивные с соответствующим воздействием на них. Но при такой политике совсем без месторождений мы не окажемся. Рано или поздно компаниям надо будет искать новую нефть. Ведь и сейчас наблюдается прирост запасов, пусть и в меньших объемах, чем объем добычи. Весь вопрос в том, какой объем запасов будет в новых месторождениях, в каких условиях они будут находиться с точки зрения их освоения, дальнейшей эксплуатации, транспортировки продукции и т.д. Нужно понимать, что наращивать объемы бурения только ради самих объемов бесполезно, особенно сейчас, когда мы вступаем в период более дорогой нефти с точки зрения затрат на извлечение. Раньше стоимость геологоразведочных работ была ничтожной по сравнению со всей стоимостью освоения месторождения, можно было вести геологоразведочные работы более широким фронтом. Тогда и родилась идея открывать запасов в полтора раза больше, чем добывать. Сейчас же, когда дорогими становятся и сами геологоразведочные работы, и освоение месторождений, такой подход может привести к омертвлению денег. Так что вопрос этот – обоюдоострый, и жизнь будет заставлять изменять подходы его решению.

– На сколько лет может хватить российской нефти при существующем уровне добычи?

– Как я уже сказал, к 2010 г. начнется спад объемов добычи. Но до полного исчерпания наших запасов еще далеко. Снижение объемов добычи приведет к появлению новых стимулов для ведения геологоразведочных работ, освоения тех месторождениий, которые сейчас не осваиваются. Кроме того, и на действующих месторождениях есть много пропущенных этажей, где может залегать нефть. Это приведет к необходимости переинтерпретации всех геофизических данных. Таким образом, такого события, как «конец нефти», не будет. Это будет очень растянутая во времени мучительная тенденция, которая, может быть, будет облегчаться временными выходами из положения, крупными открытиями. Хотя, честно говоря, у нас сейчас нет более или менее нормальных провинций, находящихся в приемлемых условиях освоения, где бы нас ждали крупные открытия, подобные тем, которые мы имели в Волго-Уральской области, Западной Сибири. В настоящее время получить хороший дополнительный рост добычи можно в Тимано-Печорском районе, на севере каспийского шельфа и, возможно, в присолевой толще прикаспийской впадины, но это уже не изменит общей картины. Так что время, когда дефицит российской нефти станет критическим, будет зависеть от многих факторов – цен на нефть, роста внутреннего потребления, экономического развития страны.

– Можно ли России считать себя «застрахованной» от истощения отечественных запасов нефти в среднесрочной перспективе, рассчитывая на наличие крупных месторождений в Восточной Сибири и на шельфе северных морей?

– Восточная Сибирь и, особенно, шельф Северных морей – это не среднесрочная, а долгосрочная перспектива. На шельфе, если иметь в виду Восточную Арктику, как говорится, еще конь не валялся. Что же касается Восточной Сибири, то картина запасов там несколько преувеличена. Даже по формальным критериям подсчитанные запасы Восточной Сибири не так уж высоки. Подтверждаемость категорий запасов С1 + С2, в соответствии с расчетами за последние 10–15 лет, проведенными под руководством бывшего министром геологии, ныне сенатора Виктора Орлова, составляет порядка 50% (по категории С1 – около 60%, С2– 40%). Большая часть запасов Восточной Сибири относится к категории С2. Кроме того, Восточная Сибирь по своей геологической структуре – это территория, которая не очень благоприятна для образования нефти. По идее, там вообще не должно быть очень больших запасов.

– А как насчет шельфа?

– Северный шельф восточнее Карского моря настолько плохо изучен, что говорить о наличии там крупных ресурсов можно только предположительно. Там установлено наличие мощного осадочного чехла, но есть ли там подходящая структура для наличия нефти – могут показать только исследования будущего. Чтобы начать работы на этих территориях, нужно около 10 лет и 1,5–2 млрд. долл., затем примерно столько же времени и, пожалуй, побольше денег нужно на само освоение тамошних месторождений. Так что на шельфовые запасы можно ориентироваться только в долгосрочной перспективе. Пока же в России есть более удобные с точки зрения извлекаемости континентальные запасы, да и по сравнению с нефтью из других стран шельфовая нефть пока не выглядит конкурентоспособной.

– Как, по Вашему мнению, может отразиться на отечественной нефтяной отрасли существенное снижение мировых цен на нефть, скажем, до 20 долл. за баррель?

– Конечно, негативно. Это, в частности, может привести к сжатию сырьевой базы. Сейчас, пока у нефтяников есть деньги, кто-то из них еще проводит разведочные работы. В случае же падения цен на нефть расходы на эти мероприятия будут урезаны до необходимого минимума. При цене на нефть в 20 долл. продержаться еще можно, но если учитывать инфляцию, то получится, что 20 долл. через некоторое время будут стоить столько же, сколько сейчас 16 долл. А это уже означает выход с рынка многих добывающих предприятий, издержки которых составляют около 15 долл. за баррель. Однако и высокие цены также несут в себе опасность. Помимо прочего, при высоких ценах на нефть всегда существует угроза их возможного падения. Это чревато существенными потрясениями.

– В последнее время Минпромэнерго возобновило дискуссию о необходимости дифференциации налогообложения нефтяных компаний. Насколько, по Вашему мнению, необходима дифференциация налогов на нефтяников, и если она необходима, то в какой форме?

– Это абсолютно правильная и необходимая мера. Условия нефтедобычи, внутренние условия месторождений – их запасы, давление, дебиты скважин и т.д. – у всех разные. Кто-то добывает нефть рядом с трубой или с железной дорогой, а кто-то – в тундре. Все это надо как-то учитывать, в том числе за счет соответствующих налогов. Пока же налог со всех берется одинаковый. Единственное, что нужно понимать, отстаивая идею дифференциации налогообложения: эта мера не должна ассоциироваться только с уменьшением налогов. Сейчас мы находимся на оптимальном уровне налогообложения – жестковатом, но взаимоприемлемом для государства и для производителей. Общий объем налоговых поступлений должен сохраниться в неизменном виде и после дифференциации, так что эта мера должна привести к снижению бремени для одних компаний и повышению – для других.

– В ближайшее время Госдума намерена возобновить дискуссию о необходимости соглашений о разделе продукции (СРП) и концессионной разработке месторождений. Есть ли необходимость, по Вашему мнению, возрождения подобной практики? BR>
– Почему бы и не возродить? У нас в стране законодательство о недропользовании неразвито, и не потому, что не те люди придумывали законы, а просто из-за того, что оно должно вынашиваться десятилетиями, создаваться через прецеденты. Пока же надо попробовать все режимы: СРП, концессии, лицензионные, арендные. Разнообразие нам не помешает. Ведь как обстоят дела с СРП? Этот режим в России был задавлен в конкурентной борьбе, прежде всего ЮКОСом, «Сибнефтью», то есть теми компаниями, которые имели изначально стартовые преимущества: хорошую сырьевую базу, месторождения. То, на что претендовали инвесторы на условиях СРП, они хотели сохранить на будущее. Убрав конкурентов, они могли работать на действующих месторождениях до тех пор, пока жизнь заставит их искать новые запасы. Тогда бы они могли сами поучаствовать в разработке новых объектов, может быть, и на тех же условиях СРП. России же уже сейчас нужно делать задел на будущее. Очень скоро будет получена государственная доля нефти на сахалинских проектах. Как раз к 2010 г., когда объемы добычи на традиционных месторождениях начнут падать, это станет дополнительной поддержкой России. Желательно было бы получить побольше, но хотя бы столько. То же самое и с концессиями.

RBCdaily