Стоит ли России спешить с освоением арктического шельфа

«Роснефть» и «Газпром» наперегонки расхватывают лицензии на месторождения арктического шельфа, но стоит ли спешить их осваивать?
В феврале Владимир Путин подписал стратегическую программу развития Арктики до 2020 г. Планы наполеоновские: за семь лет суровый край должен полностью преобразиться — его защитят от внешних врагов, изучат, очистят, обустроят, электрифицируют и выведут на инновационный путь развития. Малые народы Севера наконец воспользуются благами цивилизации. Новые самолеты поднимутся в небо, новые корабли пойдут по Северному морскому пути, а вдоль побережья протянутся железные дороги и автострады. Повсюду будет сотовая связь с интернетом и системой «Глонасс».
Главная задача — изучить арктический шельф, подготовить ресурсы нефти и газа к освоению и сформировать в Арктике резервный фонд месторождений.
В условиях, когда запасы углеводородов на суше иссякают, это выглядит логично. По данным Economist Intelligence, производство нефти на традиционных месторождениях падает на 2-6% в год, в то время как мировой спрос на нефть ежегодно растет на 2%. Добыча нефти в Западной Сибири, традиционном российском нефтяном регионе, неуклонно снижается с 2006 г., на старых месторождениях до 2020 г. она будет падать в среднем на 1,7% в год, пишут аналитики «Сбербанк CIB».
Казалось бы, пора идти осваивать ресурсы арктического шельфа: ученые утверждают, что запасы нефти и газа на дне Северного Ледовитого океана просто гигантские, это золотое дно. По подсчетам Управления энергетической информации США (EIA), в Арктике может содержаться до 412 млрд барр. (57,7 млрд т) нефтяного эквивалента, а это около 22% мировых запасов углеводородов. Причем 78% этих ресурсов — природный газ и большая его часть находится в российском секторе Арктики, а самые большие запасы нефти — на Аляске, считают американские ученые.
«Но надо отдавать себе отчет, что все эти предполагаемые запасы еще надо найти и извлечь, — говорит топ-менеджер международной нефтесервисной компании, много лет работающей в России. — Космос изучен лучше, чем мировой океан». «Арктический шельф — это «езда в незнаемое», как у Маяковского, — шутит руководитель департамента общественных связей «Лукойла» Глеб Овсянников. — Приходишь и видишь неподнятую целину. Никто не может уверенно предсказать, насколько сложными окажутся месторождения в Арктике.
Есть убежденность, что на шельфе северных морей огромные запасы газа и нефти, но никто не может доказать, сколько запасов на самом деле, — серьезных попыток оценить их точно, так же как и на суше, пока не предпринималось. Полученные данные по современным меркам нельзя считать полными. Кто бы что ни говорил про запасы на шельфе, пока нет точных данных, это только весьма абстрактные оценки.
Зарубежный опыт, первые шаги российских компаний, простой экономический расчет — все говорит о том, что арктический шельф в ближайшие десятилетия разрабатывать не получится: риски зашкаливают.

Природа против
Жесткие климатические условия — сильные морозы и вьюги, движение льдов, полярная ночь — до крайности осложняют работу добывающих компаний в Арктике. Строительство арктических трубопроводов обходится в 2-3 раза дороже прокладки трубопроводов в обычных условиях. Особые требования предъявляются к работам на шельфе. Чтобы защитить трубопроводы от айсбергов, на дне вырывают глубокие траншеи. Буровые установки нужно укреплять, чтобы они выдержали натиск льда. При появлении крупных айсбергов их приходится отсоединять и уводить на безопасное расстояние.
«Учитывая риски, Арктику лучше не трогать без нужды», — признался журналистам в сентябре гендиректор Total Кристоф де Маржери.
Французская компания отказалась от бурения нефтяных скважин на шельфе и призвала конкурентов не форсировать процесс. В марте 2012 г. на нефтяной платформе Total в Северном море произошла утечка газа. Попавший в воду газовый конденсат образовал дорожку длиной 11 км. Авария создала серьезную угрозу для безопасности людей и окружающей среды: облако взрывоопасного газа окутало всю аварийную платформу, а попавший в море газовый конденсат образовал крупное масляное пятно на поверхности воды. Работа платформы была остановлена, а 238 рабочих срочно эвакуированы. Устранение последствий аварии обошлось Total в $10 млрд.
Как отмечает Financial Times (FT), из всех компаний, получивших в Северной Америке лицензии на освоение шельфовых месторождений в Заполярье, к буровым работам приступила только Royal Dutch Shell — и потерпела неудачу. Корабль Arctic Challenger, специально переоборудованный для сбора нефти со дна в случае утечки, приплыл с большим опозданием, и Shell не уложилась в сезон. В довершение всех бед самоподъемная буровая установка Kulluk села на мель у берегов Аляски. Ее починка обошлась в $50 млн. Министерство внутренних дел США решило пересмотреть арктическую программу Shell. В итоге компания заявила, что в 2013 г. приостановит свою нефтеразведывательную деятельность в Чукотском море и море Бофорта. Потратив $4,5 млрд, Shell не пробурила там ни одной скважины.
Интерес к морю Бофорта у международных компаний угасает: если в 2008 г. британская BP заплатила $1,2 млрд за участок площадью около 6000 кв. км, то победителем тендера в сентябре 2012 г. стала крошечная Franklin Petroleum, выложившая 7,5 млн канадских долларов ($7,28 млн) за участок более чем в 9000 кв. км, пишет FT.
ВР нашла богатые месторождения нефти на шельфе Аляски, но добывать их не стала, оценив издержки на соблюдение экологических стандартов (стоимость проекта к тому времени составила $1,5 млрд). Канадский комитет по энергетике после аварии на платформе BP в Мексиканском заливе потребовал, чтобы нефтяники бурили разгрузочные скважины в тот же сезон, что и основные, а это удваивает риски. Регуляторы готовы пойти на уступки, если компании предоставят доказательства, что нашли альтернативный способ избежать утечек. Но в море Бофорта никто особо не рвется.
«Сегодня технологий для освоения арктического шельфа достаточно, — говорит специалист нефтесервисной компании. — То, что находится под уровнем дна моря, — уже не вопрос, там уже давно используются, можно сказать, космические технологии. Главная проблема — специфика работы над уровнем дна моря, где сложные климатические условия: отрицательная температура морской воды, что влечет к образованию мерзлоты и гидратов газов. Не везде можно установить платформы: паковые льды, айсберги, большая глубина. Подводное обустройство месторождений также имеет свои ограничения. Здесь нет универсального решения для Охотского, Карского, Баренцева морей — глубины разные, донный грунт, мерзлота, айсберги и т. д. В Печорском море одни условия — можно поставить ледостойкую платформу, а на Штокмане совсем другие — требуется подводное обустройство и платформы без опоры на дно моря. Необходимы уникальные решения с использованием новейших технологий и последнего опыта на арктическом шельфе других стран, и над ними нужно работать сегодня».
Например, продолжает собеседник «Ведомостей», в северных морях есть участки, где айсберги являются большой проблемой. Как в этой ситуации обустраивать месторождение? Как сделать так, чтобы айсберг не сталкивался с платформой? В Атлантике, на проекте Хайберниа, канадцы держат специальный флот, чтобы отводить айсберг от столкновения с платформой: как только он приближается к ней за несколько километров, к айсбергу подходят суда, отталкивая, меняют траекторию движения или буксируют его, зацепив мощными тросами. «Вопрос в деньгах, а деньги потребуются огромные», — заключает он.
Но главное, небольшой опыт освоения Арктики показывает, что, какую бы современную технологию компания ни использовала, отправившись на разведку, она не застрахована от разочарований: запасы углеводородов могут сильно уступать прогнозам.
В 2009 г. British Petroleum и «Роснефть» после пяти лет работы отказались от дальнейшей разработки месторождения «Сахалин-4»: найденные запасы оказались намного меньше ожидаемых. Британская Cairn Energy в 2011 г. потратила $1 млрд на геологоразведку у берегов Гренландии, но коммерческих запасов нефти так и не обнаружила.

Экономика против
Правильно оценить затраты в Арктике чрезвычайно сложно, показывает опыт Норвегии. Так, на месторождении Skarv в Норвежском море бюджет был превышен на 11,5 млрд норвежских крон, или на 32,4% от первоначальной сметы. Операторам проекта пришлось внести изменения в инженерию подводных конструкций и программу буровых работ. Похожая судьба постигла итальянскую компанию Eni на месторождении Goliat в Баренцевом море. Строительство подводного завода по сжижению газа Statoil на месторождении Asgard в Норвежском море обходится дороже, чем полагал парламент, заложивший в бюджет 15,7 млрд норвежских крон.
Отсутствие инфраструктуры и сложности с логистикой означают, что разработка нефтяных месторождений на арктическом шельфе целесообразна только в том случае, если извлекаемые запасы на одном участке составляют 500 млн — 1 млрд барр., пишет FT. Из более чем 400 месторождений углеводородов, открытых на Аляске, этому требованию соответствовали всего 60, из них нефтяных — только 12, остальные — газовые.
Во что обойдется освоение российского сектора Арктики? Эксперты называют разные цифры: от $300 млрд до $700 млрд.
«Обустройство одного небольшого месторождения на арктическом шельфе может стоить десятки миллиардов долларов, — говорит менеджер международной нефтесервисной компании. — Если говорить о крупных месторождениях, как Долгинское в Печорском море (длина этого месторождения — около 90 км), то даже предположить трудно, сколько может стоить его освоение до полной его разведки и изученности». Установка одной платформы обойдется в $1-1,5 млрд.
По его оценке, одна небольшая разведочная скважина на арктическом шельфе будет стоить $150 млн и выше. В Арктике существенное удорожание за счет сопутствующих затрат, связанных со слабой или полностью отсутствующей береговой инфраструктурой. Для сравнения: в Каспийском море разведочная скважина, пробуренная с использованием современных технологий, стоит менее $100 млн, а в Западной Сибири средние разведочные скважины обходятся в $1,5-2 млн, большие — в $5-10 млн.
Без помощи государства компании не справятся с арктическими проектами — слишком велики затраты на инфраструктуру.
В России шельф монополизирован «Роснефтью» и «Газпромом». В 2008 г. в закон о недрах внесли поправки о том, что лишь компании с превалирующим госучастием могут получить лицензии на шельфовые месторождения. Чиновники и менеджеры этих компаний объясняют, что частным российским компаниям осваивать шельф не под силу. «Роснефть» уже набрала столько лицензий и обязательств по разработке шельфа, что непонятно, как она будет соблюдать все указанные в лицензиях сроки, — недоумевает менеджер одной из российских нефтяных компаний. — В некоторых лицензиях госкомпании надо закончить геологоразведку к 2015 г. Такое ощущение, что цель «Роснефти» — забрать большую часть месторождений в Арктике, завести туда американские и китайские компании и привязать их к ресурсной базе«.
Но с учетом масштаба шельфовых работ даже поддержка иностранных партнеров — Exxon, Eni и Statoil — не спасет «Роснефть», считает эксперт энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Дарья Козлова. Потратившись на покупку ТНК-ВР, «Роснефть» пытается привлечь финансирование где только может: недавно она предложила китайским компаниям сотрудничество в Баренцевом и Печорском морях в надежде на кредит в $30 млрд за счет увеличения будущих поставок углеводородов. Но продажи еще не извлеченной нефти несут серьезные риски и для компании, и для страны в целом. Особенно если учесть, что ставка на шельф может не оправдаться.
Будущее арктического шельфа будет зависеть от мировых цен на нефть и газ.
Так, проект освоения Штокмановского месторождения, расположенного в 600 км от побережья Баренцева моря, «Газпром» и его иностранные партнеры Statoil и Total планировали при стоимости природного газа на уровне $16 за 1 млн британских тепловых единиц. Предполагалось, что инвестиции в проект составят около $30 млрд, а добыча начнется в 2013 г. Но благодаря сланцевой революции газ в США подешевел почти в 5 раз. Планы «Газпрома» продавать Америке газ со Штокмановского месторождения провалились. В августе прошлого года разработку Штокмана отложили до 2030 г., а Statoil вышла из проекта, вернув «Газпрому» свои 24% в СП и списав почти $340 млн расходов.
Судьбу арктических проектов определяет спрос на углеводородное сырье, считает директор Института проблем нефти и газа РАН Анатолий Дмитриевский. Если цены на нефть и газ будут слишком низкими, от добычи на арктическом шельфе придется отказаться. Если же затраты будут слишком высоки, начнется активное развитие альтернативной энергетики. По оценке исследовательской группы CICERO, доля арктической нефти в мировом производстве энергоресурсов к 2050 г. сократится до 8% с 10% в 2010 г., а доля арктического газа упадет до 22% — слишком дорого обходится их добыча.

Сибирь ближе
Несмотря на десятилетний перерыв в изучении Арктики, Россия не сильно отстала от других стран в научном плане — слишком велик был советский задел — и тем не менее России не следует рваться на арктический шельф, у нее еще много нефти и газа в Сибири, считают эксперты.
«Мы кладовую нашу еще на побережье не разработали, и лет на 100 нам этих богатств хватит… Наверняка там есть запасы, но, чтобы добыть их, нужна серьезная техника, много денег, и в ближайшие 50-100 лет нам не понадобятся эти запасы», — говорил еще пять лет назад директор Арктического и Антарктического НИИ Иван Фролов на совещании в Мурманске, где правление монополии подтвердило намерение ввести в эксплуатацию Штокмановское месторождение в 2013 г. Прислушайся «Газпром» к авторитетному мнению, не пришлось бы откладывать реализацию Штокмана до «формирования новой базы <...> в мировой промышленности».
России лучше сосредоточиться на развитии энергоэффективных технологий и использовании возобновляемых источников энергии, считает руководитель энергетической программы «Гринпис России» Владимир Чупров. Если внедрить инновационные технологии к 2020 г., это поможет сэкономить нефти в 8 раз больше, чем предполагается добывать на платформе «Приразломная». «Энергоэффективные технологии (во всех сферах) могут обеспечить ежегодную экономию до 60 млн т нефти и нефтепродуктов. Сравните: весь российский арктический шельф, возможно, даст в пике до 2030 г. всего 13,5 млн т нефти», — убеждает Чупров.
На материке у России ресурсов еще надолго хватит, отмечают эксперты.
«Отчасти мы Арктику развиваем вынужденно, не ради нефти и газа, а ради поддержки и развития северных регионов России и из геополитических соображений — застолбить место на шельфе, — говорит старший аналитик “Сбербанк CIB” Валерий Нестеров. — Сначала нужно разобраться с сушей, в ближайшие 10-15 лет трудноизвлекаемые запасы нефти на суше разрабатывать намного легче и эффективнее, чем арктические. В Арктике быстрой добычи не будет, да и ее объемы будут гораздо ниже. Нужно больше денег вкладывать в Западную и Восточную Сибирь, и прирост запасов будет больше. Сейчас в некоторых лицензиях компании вообще освобождаются от проведения геологоразведочных работ. Когда государство само за геологоразведку не платит и не заставляет компании это делать, то никто этим заниматься не будет. Наши нефтяные компании по западным меркам обеспечены запасами на 20-30 лет вперед. Они стригут купоны, им не до разведки».
«У нас еще очень много нефти на материке, особенно в Западной Сибири, — согласен аналитик “ВТБ капитала” Дмитрий Лукашов. — На всех наших месторождениях, включая самое истощенное — Самотлор, есть еще что добывать. Когда американцы приступили к разработке шельфа, у них средний дебит одной скважины был 10 барр. в сутки, у нас сейчас — 70 барр. в сутки. Наши месторождения истощены лишь на 25%, в то время как у американцев к моменту их прихода на шельф были на 35-40%. То есть у нас еще есть в запасе 5 млрд т нефти на материке до того, как дойти до уровня выработанности американских месторождений. Давайте сначала извлечем эту нефть. Вот лет через 15, когда мы извлечем большую часть разведанных запасов на материке, тогда можно и заняться шельфом».