Газпром и добыча газа в России Общий обзор и перспективы развития
В первой части статьи пойдет речь о запасах и крупных проектах газового upstream сектора России. Вторая часть статьи будет опубликована в следующем выпуске журнала ROGTEC и посвящена подведению итогов производственных перспектив и рыночных рисков.
Oдним из парадоксов 2014 года является снижение объема добычи Газпромом в течение первых восьми месяцев года примерно на 24 млрд. куб. м (-7.7%) в годовом исчислении. Данное снижение происходит на фоне снижения добычи по России в целом на 14 млрд. куб. м (-3%), что указывает на потерю Газпромом как производительности по газу, так и доли на рынке по сравнению с его конкурентами. Снижение добычи, происходящее на фоне увеличения объема экспорта на 2,4 млрд. куб. м, вызывает вопросы, учитывая недавно осуществленные Газпромом крупные капитальные затраты.
В данном аналитическом обзоре мы рассматриваем события в сфере разведки и добычи России и выявляем, что состояние запасов Газпрома не вызывает опасений, учитывая более чем 70-летний период кратности запасов и малую необходимость ускоренного освоения сложных участков (таких как арктический шельф) или разработки сланцевых комплексов.
Кроме того, текущее состояние добычи в Газпроме лучше, чем оно было на протяжении некоторого времени в прошлом. Падение добычи в традиционных добывающих регионах уравновешивается инвестициями в новые добывающие регионы, а также усовершенствованием технологических процессов извлечения газа. Преимуществом для Газпрома также является то, что его крупнейшее месторождение (Заполярное) только что вышло на проектную мощность, в то время как флагманское месторождение (Бованенково) существующего мегапроекта Газпрома на Ямале начало давать газ лишь два года тому назад, и добыча газа там будет увеличиваться на протяжении большей части текущего десятилетия. Другой крупный проект Газпрома, Восточный коридор, позволит осуществлять разработку его месторождений с традиционными запасами в Восточной Сибири. Текущий инвестиционный климат в России, в сочетании с западными санкциями в отношении российских компаний, создает сложности для финансирования. Но мы все же уверены, что данная программа инвестиций будет успешной, невзирая на высокие риски возможных задержек. Исходя из «консервативных» предположений о темпах повышения добычи на новых проектах и снижения дебитов на существующих месторождениях, мы прогнозируем увеличение добычи газа Газпромом в 2020 году на 55-90 млрд. куб. м.
В то время как Восточная Сибирь будет экспортировать свою продукцию в Азию, рост добычи на Ямале будет осуществляться с расчетом на реализацию продукции на рынке Западной Европы. Ухудшающиеся отношения между ЕС и Россией, а также характерная слабость текущего рынка газа ЕС представляют собой особые маркетинговые проблемы для Газпрома. В целом, маркетинг всего этого газа в Европе сводится к цене. Все более актуальным для Газпрома будет становиться вопрос, ограничивать ли добычу, когда цены на транзитных узлах упадут ниже плановых, или ему просто транспортировать газ и продавать его на транзитном узле – что может привести с понижению цен на газ до уровней перехода на альтернативные виды топлива в энергетике. Так как мы наблюдаем за Газпромом уже долгое время, мы не очень верим в реалистичность последнего варианта развития событий.
Общий обзор
Ключом к российскому газу является Газпром, который владеет около 18% мировых и 70% российских запасов природного газа. В 2013 году компании группы Газпром добыли 490 млрд. куб. м газа, или почти 3/4 от общего объема добычи российского газа (670 млрд. куб. м). За первые восемь месяцев 2014 года объем добычи газа Газпромом снизился на 24 млрд. куб. м (-7,7%) в годовом исчислении. Доля добычи Газпрома на российском рынке упала с 77% в 2011 году до 70% на текущий момент этого года, в то время как другие добывающие компании смогли увеличить свои объемы добычи.
База запасов Газпрома охватывает всю Россию, но наибольшая доля запасов (63%) и текущей добычи (93%) приходится на месторождения, находящиеся в Уральском федеральном округе.
Запасы
Газпром
Запасы Газпрома растут, т. к. за последние пять лет компания выполнила большой объем работ по разведке и освоению месторождений. Суммарные запасы Газпрома (включая возможные запасы категории C1) на конец 2013 года составили 35,7 трлн. куб. м (примерно 72-летний период кратности запасов), по сравнению с 33,6 трлн. куб. м в 2009 году.
На уровне Группы Газпром доказанные и вероятные запасы увеличились на 1,2 трлн. куб. м по сравнению с 2009 года, и достигли величины 22,5 трлн. куб. м. Также наблюдалось расширение ресурсной базы дочернего предприятия “Гапром нефть” (доля Газпрома в нем составляет 96%), хотя его общие запасы газа (0,2 трлн. куб. м) относительно малы. Что же касается соглашений о разделе продукции с компаниями «Пургаз» и «Севернефтегазпром», у обеих данных компаний наблюдается снижение доказанных и вероятных запасов. Возможные запасы (C1) увеличились на 0,8 трлн. куб. м за последние пять лет.
В разрезе регионов, по запасам Газпрома с 2009 года сложилась следующая ситуация:
» Запасы на Урале снизились ввиду того, что Уральский бассейн является наиболее освоенным из российских бассейнов. Добыча газа привела к уменьшению базы запасов почти на 2 трлн. куб. м (-8%).
» Запасы больше всего выросли в шельфовом регионе (на 1,9 трлн. куб. м, или 38%), на месторождениях Сибири (на 1,5 трлн. куб. м, или 500%), и на Дальнем Востоке (на 0,8 трлн. куб. м, или 200%).
» В других, не таких крупных регионах, в целом наблюдалось снижение их оцененных запасов.
В своей стратегии добычи Газпром указал, что к 2020 году планирует добывать 650–670 млрд. куб. м в год природного газа. Прогнозируемый рост добычи, как ожидается, произойдет благодаря освоению ряда стратегических регионов: полуострова Ямал, Восточной Сибири, Дальнего Востока и российского континентального шельфа. В настоящем аналитическом обзоре мы подробнее рассматриваем этот прогноз и ожидания на предстоящие годы.
Запасы, не относящиеся к Газпрому
При том, что Газпром доминирует на российском газовом рынке, у других компаний также имеются запасы, большая часть которых принадлежит нефтяным компаниям. Не относящиеся к Газпрому запасы газа (доказанные и вероятные) составляют 8 трлн. куб. м, или около 30% российской базы запасов. Многие работы по разведке и добыче газа данными компаниями ведутся на основе попутного нефтяного газа.
Что касается добычи природного газа, не относящегося к Газпрому, тремя крупнейшими добывающими компаниями являются
Новатэк
, Роснефть и ЛУКойл. Следует заметить, что резкое увеличение объемов Роснефти в июле 2013 года произошло потому, что с указанной даты в них стали входить запасы ТНК-BP, ранее относящиеся к категории “прочие”.
Попутный нефтяной газ составляет значительную долю российских объемов газа, хотя большая его часть до сих пор сжигается на факелах, вместо того, чтобы улавливаться и реализовываться на рынке. Добыча газа в России выросла с 9,9 млн. барр. в день в 2009 году до свыше 10,5 млн. барр. в день в 2014 году, в основном за счет увеличения добычи в Западно-Сибирском регионе, что привело к увеличению добычи попутного газа. Кроме того, в 2012 году Россия ввела штрафы для нефтяных компаний, сжигающих на факеле более 5% попутного газа. Тем не менее, большие расстояния и ограниченная инфраструктура продолжают накладывать ограничения на объемы улавливаемого газа. Месторождения традиционной нефти в Западной Сибири испытывают спад добычи в связи со зрелостью бассейна, и это означает, что в будущем на них также будет добываться меньше попутного газа. Тем не менее, правительство продолжает настаивать на снижении объемов сжигания газа на факелах, и компании, возможно, осуществят инвестиции в увеличение объемов улавливания газа и транспортной инфраструктуры, что в результате может привести к тому, что на рынок поступит большее количество попутного газа.
Главные проекты на стадии разработки
Ямальский мегапроект
Ямальский мегапроект, расположенный на полуострове Ямал и в прилегающих к нему шельфовых зонах, состоит из 11 газовых и 15 нефтегазоконденсатных месторождений с приблизительно 16 трлн. куб. м разведанных и предварительно оцененных запасов газа и почти 22 трлн. куб. м геологических и прогнозных запасов газа.
Газпром имеет лицензии на разработку восьми месторождений в составе Ямальского проекта, в т. ч.: Бованенковское, Харасавэйское, Новопортовское, Крузенштернское, Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Тасийское и Малыгинское месторождения.
В плане запасов газа (ABC1+C2), Бованенковское месторождение является наиболее крупным на п-ве Ямал (4,9 трлн. куб. м). Начальные запасы газа на Харасавэйском, Крузенштернском и Южно-Тамбейском месторождениях составляют около 3,3 трлн. куб. м. Ямальские месторождения Газпрома на суше разрабатываются в трех продуктивных интервалах:
» В Бованенковский продуктивный интервал входят три основных месторождения: Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское. Планируется, что общая годовая добыча достигнет 220 млрд. куб. м газа и до 4 млн. т конденсата на пике добычи.
» В Тамбейский продуктивный интервал входят шесть месторождений, из которых четыре лицензии принадлежат Газпрому: Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Тасийское, Малыгинское (лицензии принадлежат Группе Газпром). Планируется, что общая годовая добыча из данного интервала достигнет 65 млрд. куб. м газа и до 2,8 млн. т конденсата.
» В Южный продуктивный интервал входит девять месторождений, хотя Группа Газпром имеет лицензию лишь на одно месторождение, Новопортовское. Планируется, что общая годовая добыча достигнет 30 млрд. куб. м газа.
Освоение шельфовых зон Ямала в Карском море планируется начать после 2025 года.
С учетом проектируемого пика добычи 315 млрд. куб. м из трех разрабатываемых в настоящее время интервалов, максимальная добыча газа на Ямала более чем в два раза превышает объем текущего экспорта газа в Западную Европу. Прогнозные уровни пиковой добычи для п-ва Ямал значительны, они достигают 75–115 млрд. куб. м к 2017 году и 135–175 млрд. куб. м к 2020 году. Не все из этого относится к лицензии Газпрома, но она распространяется на большую часть Бованенковсого региона. Освоение именно этого региона является ключом к расширению компании. К 2020 году, 60% нового газа будет добываться в одном этом регионе.
Добыча на гигантском Бованенковском месторождении началась в 2012 году, и при том, что общая добыча по Газпрому увеличилась в 2013 году, она снова снизилась в 2014 году. С учетом темпов роста, которые мы ждем от данного месторождения, мы считаем, что в 2014 году на нем должно быть добыто около 28 млрд. куб. м – хотя все еще под вопросом наличие достаточного объема в трубопроводе для транспортировки данного газа. Газпром сообщил о своем намерении достичь пикового уровня добычи 115 млрд. куб. м в год из сеноманских отложений к 2019–2020 годам, а затем достичь полного объема добычи в размере 135 млрд. куб. м в год на данном месторождении пару лет спустя, когда будут вскрыты неокомско-юрские отложения.
Сейчас также ведется освоение Харасавэйского месторождения, и рост добычи на нем до 44 млрд. куб. м в год ожидается между 2020 и 2027 годами, в то время как рост добычи на Крузенштернском месторождении до 32 млрд. куб. м в год ожидается в период с 2025 по 2028 годы.
Реконструкция Ямала
Основная проблема для Ямала, являющегося новым районом добычи, – обеспечение достаточных транспортировочных мощностей для перекачки газа в крупные центры потребления. В настоящее время строится новая система перекачки газа с конечной пропускной способностью 300 млрд. куб. м в год газа, поступающего с месторождения п-ва Ямал. Транспортная система включает 27 современных компрессорных станций совокупной мощностью 8600–11600 МВт. В то же время, общая длина трубопроводов составит 12 000–15 000 км.
Среди особых проектов — 1200-километровый участок Ямал (Бованенково)–Ухта, годовая пропускная способность которого по окончании строительства составит 120-140 млрд. куб. м. Первую линию, введенную в эксплуатацию в 2012 году, планируется завершить в 2014 году, со всеми компрессорными станциями с годовой производительностью 60 млрд. куб. м. Вторая линия будет введена в эксплуатацию с 2016 года и полностью завершена к 2019 году. Расчет времени ввода новых систем транспортировки Газпрома позволяет предположить, что рост добычи на Ямале до плановых объемов будет лишь в незначительной степени ограничен эксплуатационной готовностью сооружений системы транспортировки. В Ухте трубопровод будет подключен к более обширной российской системе транспортировки газа, что включает следующее:
» Газопровод Ухта–Грязовец–Торжок длиной 1300 км с расчетной пропускной способностью около 90 млрд. куб. м в год по двум линиям. Обе линии предполагается ввести в эксплуатацию к 2017 году.
» Трубопровод Грязовец–Починки–Южный поток, где потребуется значительная модернизация существующей инфраструктуры ЕСГС (Единой системы газоснабжения), что будет способствовать подключению к Южному потоку объемом 63 млрд. куб. м в год.
» Расширение трубопровода Грязовец–Выборг с целью обеспечения сырья для предлагаемого терминала “Балтийский СПГ”.
Общее расстояние транспортировки ямальского газа составит свыше 2500 км.
Восточный газовый коридор
Газпром разрабатывает новые центры добычи газа в восточной части России в рамках восточного газового коридора, включая Красноярский край, Иркутскую область, Республику Саха (Якутия), Сахалинскую область (зону Сахалинского островного шельфа) и Камчатский край. Месторождения в восточном газовом коридоре ориентированы на азиатские рынки и зарезервированы для поддержки первого контракта с Китаем на поставку 38 млрд. куб. м в год.
Месторождения в Иркутской области и Якутии являются первыми из разрабатываемых в восточном коридоре.
Газпром разрабатывает:
» Чаяндинское месторождение в Якутии, со вводом в эксплуатацию нефтяной оторочки в 2014 году и началом добычи из газовых залежей в 2017-2018 гг. Сейчас ведется изучение вопросов геологической разведки месторождения, геометрии его залежей и степени насыщенности его продуктивных интервалов. Более половины запасов уже классифицированы как доказанные. Газпром
намеревается завершить геолого- разведочные работы в 2015 году. Пиковая добыча из данного месторождения оценивается в 25 млрд. куб. м в год, и ее ожидается достичь в 2022 году.
» Иркутские месторождения Ковыктинское и Чиканское, которые вместе, как ожидается, обеспечат плато добычи 35 млрд. куб. м в год. Начало добычи на них ожидается в 2022 году.
Реконструкция Восточной Сибири
Как и в случае с Ямалом, освоение восточно-сибирских месторождений требует значительного развития инфраструктуры для транспортировки газа на рынок.
Для место рождений в Иркутской области и Якутии строится трубопровод “Сила Сибири” протяженностью 3000 км от Якутии до Хабаровска и далее до Владивостока и Китая. Трасса газопровода будет проложена параллельно работающему магистральному нефтепроводу Восточная Сибирь – Тихий Океан (ВСТО). Планируется построить 2200-километровый участок трубопровода, соединяющий месторождение Чаяндинское в Якутии с Благовещенском на российско-китайской границе. Также сейчас ведется строительство участков от месторождения Ковыктинское в Иркутской области до месторождения Чаяндинское (около 800 км) и от Свободного в Амурской области до Хабаровска (около 1000 км).
Годовая пропускная способность трубопровода составит 61 млрд. куб. м, и его планируется ввести в эксплуатацию в конце 2018 года. В конце июля 2014 года были доставлены первые трубы в Якутию и началось строительство участка от м/р Чаяндинское до Ленска. Более 120 000 тонн труб будут доставлены в 2014 году. В период с 2014 по 2018 гг. проекту понадобятся более 1,7 млн. тонн труб.
Одновременно с объектами транспортировки и добычи газа Газпром строит объекты переработки многокомпонентного газа с восточных месторождений. Первая технологическая линия Амурского ГПЗ (по удалению конденсатов, таких как гелий и этан, из природного газа) будет введена в эксплуатацию в 2018 году около Свободного.
Газпром подчеркивает, что трасса трубопровода “Сила Сибири” характеризуется сложными геологическими и климатическими условиями, что создает технологические проблемы. Как результат, Газпрому понадобится применять продольношовные трубы, изготовленные из хладостойкой стали сорта К60, с наружным противокоррозионным покрытием. А на участках тектонических разломов и интенсивной сейсмической активности более 8 баллов, Газпрому понадобится применятьь высокопрочные трубы.
Надым-Пур-Тазовский регион
Хотя Надым-Пур-Тазовский регион не является крупным объектом освоения, он был и продолжает быть важным добывающим регионом для Газпрома, обеспечивавшим почти четверть его добычи не далее чем в 2010 году. Добыча в регионе снизилась из-за падения пластового давления в продуктивном слое месторождений. Месторождения истощены более чем на две трети, но у Газпрома есть программа освоения новых месторождений, граничащих с более крупными залежами. На ряде данных месторождений до сих пор наблюдается рост добычи, при этом наиболее важными являются Уренгойские месторождения, блоки 3-5 которого все еще находятся в процессе ввода в эксплуатацию. Все данные проекты также могут добавить около 38 млрд. куб. м в год добычи в данном регионе, который в целом переживает период спада.
Помимо добавления новых месторождений, у Газпрома есть программа модернизации существующего оборудования, включая следующее: замена сменных проточных частей дожимных компрессорных станций (ДКС), модернизация нагнетателей ДКС, модернизация газоперекачивающих агрегатов (ГПА), замена устьевого оборудования и НКТ, капремонт скважин посредством зарезки бокового ствола и установка систем управления добычей на скважинах и выкидных линиях. Газпром сообщил, что благодаря данной программе добыча в 2013 году увеличилась на 15 млрд. куб. м в год.
Разработка российского шельфа
Помимо вышеупомянутых восточно-сибирских месторождений, в восточный коридор также входит главный в данное время проект морской добычи газа – проект Сахалин-3 в Охотском море. Проект Сахалин-3 состоит из трех блоков: Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский. В составе Киринского блока:
» Киринское месторождение, первый газ на котором был получен в октябре 2013 года;
» Южно-Киринское и Мынгинское месторождения.
С 2013 по 2014 год должны быть пробурены четыре разведочных скважины на Южно-Киринском месторождении в расчете на его подготовку к промышленной эксплуатации.
Газ будет поступать в газотранспортную систему (ГТС) Сахалин–Хабаровск–Владивосток , по которой газ будет подаваться в дальневосточные регионы России и на проект Владивосток-СПГ.
Еще одним крупным газовым проектом Газпрома на российском континентальном шельфе является Штокмановское месторождение в Баренцевом море. Штокмановское газоконденсатное месторождение находится в центральной части российского сектора шельфа Баренцева моря, примерно в 600 км от Мурманска, где глубина моря составляет от 320 до 340 метров. Запасы категории C1 на месторождении составляют до 3,9 трлн. куб. м газа и 56 млн. тонн газового конденсата. Разработка Штокмановского месторождения разделена на три этапа, при этом каждый этап обеспечивает около 24 млрд. куб. м в год годовой добычи, в расчете на максимальную проектную мощность 71 млрд. куб. м в год. Принятие окончательного решения об инвестициях по Этапу 1 ожидалось в 2011 и 2012 годах, но проект так еще и не был начат.
В общем, работы Газпрома на шельфе относительно ограничены, и при том, что затраты при работах на суше, как правило, ниже, чем на море, представляется благоразумным сосредоточить внимание на восточно-сибирском газе, а не на сложном проекте, подобном Штокману.
Нетрадиционные запасы
Сланцевый газ
Имея значительные традиционные запасы для разработки, Газпром проводит относительно мало работ по разведке газовых сланцев. В отчете EIA/ARI за 2013 год оцененные запасы сланцевого газа России составляют 8 трлн. куб. м – около 20% текущей базы запасов России, но лишь 3% от ее текущей ресурсной базы. Мы не ожидаем, что Газпром в ближайшее время приступит к промышленной разработке сланцевого газа.
Метан угольных пластов
По прогнозам Газпрома, запасы метана в основных угольных бассейнах России составляют 83,7 трлн. куб. м, или около 30% прогнозных запасов природного газа в стране. Угледобывающий Кузбасский регион находится в центре внимания, и Газпром считает его крупнейшим разведанным бассейном метана угольных пластов в мире. Прогнозные запасы данного бассейна оцениваются в свыше 13 трлн. куб. м. По прогнозам Газпрома, годовая добыча метана угольных пластов на Кузбассе достигнет пикового уровня в 4 млрд. куб. м в год, хотя при этом не приводится календарный план работ, и мы не ожидаем, что этот проект станет приоритетным для компании в ближайшие годы.
Проекты по производству СПГ
Несмотря на то, что Проекты по производству СПГ относятся скорее к сфере транспортировки, а не разведки и добычи, в их состав часто входят сопутствующие работы по разведке и добыче. СПГ, в частности, важен в плане содействия некоторым проектам системы разведки и добычи для добывающих компаний, не относящихся к Газпрому. Именно так обстоит дело с тех пор, как российский парламент в конце 2013 года лишил Газпром монополии на экспорт СПГ, позволив другим предприятиям получать лицензии на экспорт. Лишение монополии на экспорт СПГ произошло после того, как широко известный проект по производству СПГ, ориентированный на Штокмановское месторождение, потерпел неудачу. Это случилось, когда основные партнеры вышли из проекта после технических задержек и значительных превышений расходов. После всего произошедшего некоторые из крупнейших производителей попутного газа, Новатэк и Роснефть, начали разрабатывать свои собственные проекты по производству СПГ. В обоих проектах участвуют международные компании-партнеры, и в их рамках заключены договора купли-продажи с покупателями СПГ. Главной проблемой для обоих этих проектов сейчас является потенциальное воздействие санкций (см. описание ниже).
С началом обоих этих проектов, в 2013 году Газпром спешно приступил к работе над двумя собственными проектами. Он принял окончательное решение об инвестициях по проекту Владивосток-СПГ (ориентированному на добычу по проекту Сахалин-3), который пользуется преимуществом близости к основным рынкам сбыта СПГ в северо-восточной Азии. Также он объявил о проекте “Балтийский СПГ”, который, как представляется, имеет меньшую привлекательность для инвесторов, будучи ориентированным на намерение западно-европейского рынка использовать СПГ для того, чтобы меньше зависеть от поставок из России. Газпром объявил, что ищет инвестора, желающего получить 49% доли в этом проекте, несмотря на достижение успешных результатов в течение 2014 года.
Газпром также рассматривает возможность расширения мощностей на своем заводе СПГ “Сахалин-2”, где компания Shell собирается добавить третью технологическую линию. Предварительное эскизное проектирование (pre-FEED) уже завершено, и сейчас проект находится на стадии эскизного проектирования (FEED).
