В ближайшие 10 лет российским компаниям не хватит нефти, чтобы удержать существующий уровень добычи. К такому выводу пришли чиновники Министерства природных ресурсов. Дело в том, что нефтяники неохотно занимаются геологоразведкой, а нефть добывают настолько неаккуратно, что 70% ее остается в земле. Нефтяники же обещают наращивать добычу.
В 2006 г. российские компании добыли 480,5 млн т нефти, что на 2,2% больше, чем в 2005 г., а газа — 656,2 млрд куб. м (2,4%). Прирост запасов нефти в прошлом году составил 570 млн т, газа — 650 млрд куб. м.
Разведанных запасов нефти в России может не хватить для стабилизации достигнутого уровня добычи нефти на ближайшие 10 лет, выяснили чиновники Минприроды. В главном добывающем регионе страны, Западной Сибири, в 1993-2005 гг. добыто 3,07 млрд т нефти, а запасы сократились на 3,1 млрд т, заявил директор департамента государственной политики МПР Сергей Федоров на международном форуме “Топливно-энергетический комплекс России: региональные аспекты”. И это несмотря на открытие в регионе 200 новых месторождений, сокрушается чиновник: их резервы не смогли компенсировать объема списанных запасов. В целом по России превышение добычи нефти над приростом запасов в 1994-2005 гг. составило более 1,1 млрд т, а газа — 2,4 трлн куб. м, добавил Федоров. Все 179 крупных и крупнейших месторождений, на которые приходится 75% добычи российской нефти, в значительной степени истощены, а на долю 1800 открытых мелких месторождений приходится всего 10% разведанных запасов, подсчитало Минприроды.
На инвестициях в геологоразведку нефтяники экономят. По данным Минприроды, в 2005 г. недропользователи потратили на геологоразведку 4,2 млрд руб., в 2006 г. — 5,8 млрд руб. Из федерального бюджета траты были еще меньше: 1,3 млрд руб. в 2005 г. и 1,97 млрд руб. в 2006 г. Инвестиции в геологоразведку действительно очень скромные, особенно в Восточной Сибири, говорит Нестеров, в прошлом году нефтяники потратили на нее треть от того, что предусматривалось в лицензионных соглашениях.
Главная причина, по мнению Федорова, в “интенсивной эксплуатации месторождений”, не всегда подкрепленной внедрением современных технологий.
При существующей технологии разработки месторождений около 70% нефти остается в недрах, сетует чиновник. По его словам, коэффициент извлечения нефти в России — 0,35, тогда как в Норвегии — 0,45, в Саудовской Аравии и США — 0,5.
Большинство российских компаний, в первую очередь ЮКОС и “Газпром нефть” (бывшая “Сибнефть”), добивались рекордных показателей добычи, применяя агрессивные технологии (гидроразрыв пласта, в разы увеличивающий выход нефти из скважины) и не уделяя должного внимания геологоразведке и разработке новых месторождений, соглашается аналитик “Тройки Диалог” Валерий Нестеров. До приобретения “Газпромом” “Сибнефть” ходила в фаворитах у инвесторов из-за рекордных темпов роста нефтедобычи при очень скромных капитальных и операционных затратах. В 2001 г. прирост ее добычи составил 20%, в 2002 г. — 27%, в 2003 г. — 19%. Теперь добыча компании стагнирует.
Впрочем, с 2005 г. ситуация с восполнением запасов улучшилась, говорит Нестеров, по предварительным данным того же МПР, в 2006 г. прирост запасов нефти составил 570 млн т (119% к 2005 г.), а газа — 650 млрд куб. м (99%). Но это результат не столько разведки и открытия новых месторождений, сколько пересмотра запасов действующих. Например, запасы Штокмановского месторождения были увеличены с 3,2 до 3,7 трлн куб. м газа.
Нефтяники не разделяют опасений чиновников. Не все так катастрофично, говорит представитель “Лукойла” Геннадий Красовский, в Татарстане разработка месторождений началась на 30-40 лет раньше, чем в Западной Сибири, но добыча там пока не падает. “Геологию не обманешь, — признает он, — поэтому надо осваивать новые регионы, что мы и делаем в Тимано-Печоре и на Каспии”. “Лукойл”, по словам Красовского, планирует наращивать добычу на 5% в год.
НЕ ДО ТРУБЫ
Из-за сокращения добычи может быть отложено строительство второй ветки трубопровода Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО). “Из-за отставания по приросту запасов строительство второй очереди трубы [ВСТО], т. е. расширение ее мощности до 80 млн т в год, может быть отложено на 3-4 года”, — предупреждает Федоров. “Транснефть” не называла конкретных сроков строительства ВСТО. Компания построит ее, когда нефтяники будут добывать в Восточной Сибири достаточно нефти, чтобы заполнить эту трубу, говорит вице-президент “Транснефти” Сергей Григорьев.