RPI: ВСТО сдерживает добычу
Вадим Кравец
В сентябре 2013 года совет директоров ОАО АК «Транснефть» принял Инвестиционную программу компании на 2014 год и на период до 2018 года В документе намечены объемы финансирования строительства новых и модернизации существующих магистральных нефтепроводов. В частности, предусматривается выделение свыше 100 млрд рублей для расширения трубопроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан (ТС ВСТО). Для нефтяных компаний, работающих в Восточной Сибири, эта новость долгожданная. Ведь существующих пропускных способностей ВСТО уже давно недостаточно для обеспечения прокачки добываемой нефти как в направлении Китая, так и в порт Козьмино.
В Инвестиционной программе «Транснефти» отмечается, что основной объем финансирования будет направлен на реализацию проектов в Сибири и на Дальнем Востоке. Более конкретно речь идет о четырех инвестиционных проектах:
» магистральном нефтепроводе (МН) Заполярье – Пурпе (около 199 млрд рублей);
» МН Куюмба – Тайшет –(120 млрд рублей);
» расширении ТС ВСТО до 30 млн т в год в направлении на Китай (74 млрд рублей);
» расширении ТС ВСТО на участке Тайшет – Сковородино до 58 млн т в год (27 млрд рублей).
Таким образом, в ближайшие годы «Транснефть» планирует ликвидировать образовавшееся несколько лет назад «бутылочное горлышко» на пути российской нефти к Тихому океану и в Китай. А сложилась такая ситуация из-за ошибочного прогноза, на который опирались проектировщики ТС ВСТО. В середине 2000-х годов расчетная мощность нефтепровода на участке до порта Козьмино была запланирована на уровне в 80 млн т в год. Однако темпы освоения месторождений Восточной Сибири и Якутии были низкими, и дабы избежать проблем с заполнением трубы, ее мощность сократили до 50 млн т в год.
На первом этапе работы нефтепровода, действительно, существовали некоторые проблемы с его заполнением. Решить их удалось благодаря переброске части нефти из Западной Сибири, а также с Ванкорского месторождения в ТС ВСТО. В частности, отказались от прокладки нефтепровода от Ванкора до побережья Северного Ледовитого океана и строительства там нефтяного терминала. Вместо этого проложили трубу в южном направлении до соединения с системой «Транснефти» и затем с ТС ВСТО. Далее события стали развиваться по вполне закономерному сценарию.
Появление нового пути транспортировки нефти в перспективный Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) привело к резкому ускорению темпов освоения восточно-сибирских нефтегазовых месторождений.
В 2013 году о намерении транспортировать добытую в Западной Сибири нефть до Тихого океана заявили «ЛУКОЙЛ» и «Сургутнефтегаз», ранее никогда о подобных планах не заявлявшие. Нефтяники быстро просчитали выгоду нового маршрута. Прокачка нефти до порта Козьмино позволяет не только выйти с западно-сибирской нефтью на перспективный рынок АТР, но и благодаря сетевому тарифу ТС ВСТО делает прокачку экономически более выгодной. Кроме того, котировка смеси ESPO, прокачиваемой по этой трубе, является премиальной по отношению к сорту Dubai, который распространен в странах АТР. В то время как западно-сибирская нефть, отправляемая на европейский рынок, котируется с дисконтом по отношению к эталонному там сорту Brent.
В итоге к концу 2013 года картина заполнения восточной магистрали значительно отличается от первоначальных прогнозов почти десятилетней давности. Существующей трубопроводной системы очевидно недостаточно для транспортировки выросших объемов нефти. О том, насколько остро стоит сегодня вопрос можно судить, проанализировав ход реализации добычных проектов в Восточной Сибири и Якутии, а также перспективы лицензирования в этих регионах. Помочь в этом поможет недавнее исследование компании RPI «Нефтегазовая промышленность Восточной Сибири и Дальнего Востока».
Перелом 2009 года
Добыча нефти в Восточной Сибири началась в конце 90-х годов прошлого века в режиме опытно-промышленной эксплуатации ряда месторождений, расположенных на севере Иркутской области, юге Якутии и Эвенкийском районе Красноярского края. На конец 2009 года объем накопленной добычи нефти (включая конденсат) составил здесь всего около 11 млн т. Коренным образом ситуация начала меняться после ввода в декабре 2009 года первой очереди ВСТО. Уже в следующем 2010 году был зафиксирован самый высокий (вплоть до сегодняшнего дня) скачок объемов добычи нефти на месторождениях Восточной Сибири — более чем в 2,5 раза. В последующие годы динамика роста производства нефти в этом регионе сохранилась.
В 2011 году объем добычи нефти и конденсата в Восточной Сибири составил около 27,4 млн т. Из них больше половины (56%) было получено в Красноярском крае, 24% — в Иркутской области, чуть больше 20% — в Республике Саха (Якутия),
В 2012 году в целом по Восточной Сибири и Якутии показатель объема добычи достиг 35,3 млн т. Основной вклад в увеличение добычи по сравнению с предыдущим годом внесли:
» «Ванкорнефть» (Ванкорское месторождение);
» «Ленанефтеназ» (Талаканское месторождение);
» «Иркутская нефтяная компания» («ИНК», в первую очередь Ярактинское и Марковское месторождения);
» «Верхнечонскнефтегаз» (Верхнечонское месторождение).
В сумме прирост добычи по этим предприятиям по сравнению с 2011 годом составил 7,6 млн т (96% от всего прироста по региону) Ключевым фактором роста на этих предприятиях стало применение новых технологий, прежде всего горизонтального бурения.
Таким образом, начиная с 2005 года объем добычи нефти и конденсата в регионе увеличился в десятки раз (см. график 1). При этом в кривой динамики добычи сырья можно выделить два резко различающихся периода: период медленного роста до 2008 года, сменившийся «взрывным» увеличением добычи в 2009-2012 годах.
По состоянию на начало 2012 года прямой доступ к нефтепроводу ВСТО имели несколько крупных компаний: «Сургутнефтегаз», ТНК-BP («Верхнечонскнефтегаз»), «Роснефть» («Ванкорнефть»), а также «ИНК». В октябре 2012 года к нефтепроводу ВСТО было подключено Среднеботуобинское месторождение («Таас ЮряхНефтегаздобыча»). По крайней мере в среднесрочной перспективе их объемов добычи будет вполне достаточно для заполнения ВСТО.
В целом по состоянию на начало 2012 года добычу жидких углеводородов в регионе вели 14 компаний-операторов. Однако основной объем производства сырья (свыше 90 %) приходился на тройку ведущих производителей: «Ванкорнефть», «Ленанефтегаз» (дочерняя компания «Сургутнефтегаза») и «Верхнечонскнефтегаз». Со значительным отставанием от тройки лидеров следовал «Усть-КутНефтеГаз» (дочернее предприятие «Иркутской нефтяной компании»).
В составе региональных производителей можно также выделить несколько независимых компаний второго эшелона с объемами ежегодной добычи свыше 50 тыс. т, демонстрирующих высокие темпы роста. В их число входят: «Дулисьма» и «Иреляхнефть» (правда, рост добычи у последнего в 2012 году сменился падением).
Из вовлеченных в разработку месторождений, три — Ванкорское, Талаканское, и Верхнечонское — обеспечивают основной объем добычи нефти и конденсата. В обозримом будущем расстановка сил вряд ли изменится, и они по-прежнему останутся в тройке лидеров. Крупный потенциал роста нефтедобычи имеет ряд других региональных игроков, прежде всего «Востсибнефтегаз» (дочернее предприятие «Роснефти»), «Славнефть-Красноярскнефтегаз», а также независимые местные компании: «Таас-Юрях Нефтегаздобыча» и «НК Дулисьма». Согласно имеющимся у этих компаний проектам, они намерены уже в ближайшие годы довести объемы добычи как минимум до 1 млн т в год.
Лицензии на перспективу
Уже в среднесрочной перспективе объемы добываемой в Восточной Сибири нефти могут пополниться за счет освоения новых лицензионных участков. Как отмечено в исследовании RPI «Нефтегазовая промышленность Восточной Сибири и Дальнего Востока», в период с января 2012 года по сентябрь 2013 года было объявлено о результатах 31 аукциона на получение права пользования недрами месторождений углеводородного сырья на востоке России. В аукционах распределялись 28 участков, три из которых были приобретены со второго раза. Несмотря на то, что лишь треть этих аукционов была признана состоявшейся, по причине низкого интереса к небольшим месторождениям, тем не менее процесс освоения новых участков идет. Самой крупной сделкой в этом временном интервале было приобретение бывшей ТНК-BP Лодочного месторождения в Красноярском крае, имеющего статус объекта федерального значения.
Всего же в течение 2013 года Роснедра официально планировали провести аукционы по 13 участкам на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока. Список запланированных на 2014 год аукционов по лицензионным участкам в Восточной Сибири и Якутии выглядит следующим образом:
Иркутская область
» Частинский участок – планируемый срок проведения – первый квартал;
Красноярский край
» Журавлинский участок – срок проведения – первый квартал;
» Портнягинский участок – первый квартал;
» Белогорский участок – первый квартал;
Республика Саха (Якутия)
» Монулахский участок – первый квартал;
» Среднебирюкский участок – первый квартал.
Учитывая вышеизложенные перспективы, в ближайшее время Восточной Сибири и Якутии не грозит дефицит углеводородных ресурсов. Более того, очень скоро на повестке дня может снова встать вопрос – что делать с излишками добычи?
На всех трубы не хватит
Ответ на этот вопрос можно частично найти в официальных правительственных документах. Так Энергетическая стратегия России на период до 2013 года отводит Восточной Сибири и Дальнему Востоку роль новых центров нефте- и газодобычи, призванных компенсировать падение производства в основном нефтегазодобывающем регионе страны – Западной Сибири.
В этом документе в качестве основной ресурсной базы ВСТО в Восточной Сибири Якутии определены несколько крупных и уникальных месторождений: Ванкорское, Талаканское, Верхнечонское, Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Среднеботуобинское. Наряду с базовыми месторождениями предполагается вовлечение в промышленную разработку более мелких месторождений-спутников (Северо-Талаканского, Восточно-Алинского, Таас-Юряхского, Марковского, Дулисьминского, Пилюдинского, Собинского, Пайгинского и ряда других) и формирование на основе базовых и прилегающих к ним месторождений нескольких крупных перспективных центров нефтегазодобычи (ЦНГД):
» Ванкорского (Ванкорское+месторождения Большехетской зоны в пределах Красноярского края);
» Талакано-Верхнечонского (оба базовых месторождения + расположенные поблизости Северо-Талаканское, Алинское, Восточно-Алинское, Вакунайское, Чаяндинское);
» Юрубчено-Куюмбинского;
» Ботуобинского (Среднеботуобинское, Таас-Юряхское, Иреляхское, Маччобское, Станахское, Верхневилючанское, Мирнинское месторождения);
» Собинско-Тэтэринского (Собинское, Пайгинское).
Некоторые отраслевые эксперты выделяют в отдельную группу несколько месторождений на юге Иркутской области, территориальное положение которых не позволяет отнести их к одному из рассмотренных центров нефтедобычи. Это Ярактинское, Марковское, Дулисьминское и Пилюдинское месторождения. Три первых объединяет, кроме того, наличие общей транспортной инфраструктуры. Наиболее крупные месторождения этой группы – Ярактинское и Дулисьминское.
По состоянию на 1 января 2012 года общий объем извлекаемых запасов нефти перспективных центров нефтегазодобычи (базовые + примыкающие к ним месторождения) в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) по категории ABС1 составлял 3 151 млн т нефти, 8,47 трлн куб. м газа и 333 млн т газового конденсата.
Наибольшим потенциалом роста нефтедобычи обладает Ванкорский ЦНГД. В обозримом будущем Ванкорское месторождение будет основным источником заполнения нефтепровода ВСТО. «Роснефть» планирует выйти на пиковый уровень добычи нефти – 25,3 млн т – в 2013 году и поддерживать добычу на этом уровне до конца 2018 года. После чего ожидается постепенное снижение добычи.
В дальнейшем снижение добычи на Ванкорском месторождении, как ожидается, будет компенсировано вводом в промышленную разработку запасов расположенных поблизости Сузунского, Тагульского и Лодочного месторождений. Согласно планам «Роснефти», ввод в промышленную эксплуатацию этих месторождений может состояться в 2016-2017 годах.
Вторым по значению, с точки зрения потенциала нефтедобычи, является Талаканско-Верхнечонский центр. К 2015 году «Сургутнефтегаз» планирует ввести в разработку восемь месторождений с совокупной потенциальной добычей свыше 8 млн т нефти в год. «Верхнечонскнефтегаз» планирует выйти на пиковый уровень добычи – 7,7 млн т нефти в год — в 2014 году и поддерживать этот уровень до конца десятилетия.
Согласно выводам, изложенным в исследовании «Нефтегазовая промышленность Восточной Сибири и Дальнего Востока», ожидаемый совокупный объем годовой добычи нефти на двух базовых месторождениях Талаканско-Верхнечонского центра достигнет в 2016-2017 годах порядка 15,7 млн т. По имеющимся оценкам, прилегающие к базовым месторождениям мелкие и средние месторождения могут обеспечить добычу дополнительно 3-4 млн т нефти. Основной вклад в увеличение добычи должно внести Чаяндинское месторождение, разработку нефтяной оторочки которого «Газпром нефть» намерена начать в 2014 году.
В сравнении с Ванкорским и Талакано-Верхнечонским центрами нефтедобычи перспективы развития Юрубчено-Куюмбинского центра выглядят гораздо менее определенно. По оценке «Востсибнефтегаза, промышленное освоение месторождений Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) начнется не ранее конца 2016 года. Исходя из планируемых первоначальных объемов добычи нефти на Юрубченском и Куюмбинском месторождениях, к 2020 году совокупный объем добычи Юрубчено-Тохомского центра нефтегазодобычи мог бы составить порядка 7,5 -10 млн т.
К этому же ЦГНД относятся крупные и уже распределенные лицензионные участки «Славнефти», на которых еще не начинались работы по их промышленному освоению:
» Байкитский;
» Кординский;
» Подпорожный;
» Терско-Камовский;
» Туклано-Светланинский;
» Чамбинский.
Ботуобинский центр нефтегазодобычи включает Среднеботуобинское, Таас-Юряхское, Иреляхское, Маччобское, Станахское, Верхневилючанское, Мирнинское месторождения, находящиеся на различных стадиях освоения. Наиболее значительными запасами (свыше 90 млн т по категории С1 и более 40 млн т по категории С2 по состоянию на 01.01.2011 г.) и добычным потенциалом обладает Среднеботуобинское месторождение. Максимальный уровень добычи в 6 млн т на нем может быть достигнут в 2015 году.
Ярактинско-Дулисьминская зона. В 2012 году Иркутская нефтяная компания («ИНК») добыла на своих месторождениях 2,2 млн т жидких углеводородов. Плановый объем добычи «ИНК» на 2013 год – около 3 млн т. Планы оператора Дулисьминского месторождения предусматривают рост добычи до 850 тыс. т в год ориентировочно к 2015 году.
Собинско-Тэтэринский центр обладает наименьшим потенциалом добычи нефти (основные ресурсы углеводородов здесь представлены газом). По имеющимся оценкам, максимальный объем добычи нефти в этой зоне будет находиться в пределах 0,5 млн т в год. Незначительный потенциал добычи Собинско-Тэтэринского центра нефтегазодобычи, а также его значительная удаленность от ВСТО делают маловероятным промышленное освоение этого центра до конца 2020 года.
Два сценария для Восточной Сибири
Согласно исследованию «Нефтегазовая промышленность Восточной Сибири и Дальнего Востока», с учетом сегодняшних реалий, прогноз добычи нефти в Восточной Сибири и Якутии может быть представлен в двух сценариях: высоком и умеренном. Высокий сценарий исходит их того, что все перечисленные проекты будут реализованы в оговоренные выше сроки. Умеренный сценарий предусматривает возможность задержки в реализации некоторых проектов, и соответственно меньшие объемы добычи, чем планируется.
В соответствии с высоким сценарием объем добычи нефти в Восточной Сибири и Якутии достигнет порядка 54-55 млн т в 2015 г и 72-73 млн т в 2022 году . Умеренный сценарий предусматривает рост добычи нефти в регионе до 52-53 млн т в 2015 году и 69-70 млн к 2022 году. При любом сценарии вся эта нефть станет транспортироваться с помощью ТС ВСТО.
К этим объемам добычи нефти следует добавить порядка 5-7 млн т экспортных западно-сибирских жидких углеводородов а также в перспективе до 30 млн т нефти в год из Западной Сибири год для загрузки будущего Приморского нефтехимического комплекса «Роснефти». Эту нефть тоже нужно будет вместить в восточную трубу.
При таком раскладе завяленных в Инвестиционной программе «Транснефти» проектов расширения ТС ВСТО может оказаться недостаточно.
В Восточной Сибири и Якутии необходимо в сжатые сроки координированно развивать сеть немагистральных нефтепроводов и сам нефтепровод ВСТО, особенно ту его часть, которая прилегает к порту Козьмино.
Необходимо заметить, что «Транснефть» активно занимается развитием немагистральной инфраструктуры в данном регионе. Однако на данном направлении постоянно возникает вопрос о финансировании работ. Транспортная монополия предлагает компаниям — недропользователям два варианта решения этой проблемы:
» строительство объектов инфраструктуры за счет собственных средств компаний;
» активное привлечение недропользователями сторонних инвестиций для оплаты услуг «Транснефти».
Оба варианта, помимо денежных средств, требует значительных временных затрат. А пока решения проблемы не найдено, вывезти нефть из районов добычи будет по меньшей мере затруднительно. Если проблема с немагистральными трубопроводами так или иначе разрешима — вопрос только в том, за чей счет они будут построены, то с проблемой нехватки мощностей в магистральной трубе ВСТО будет разобраться куда сложнее.
Фактически, эта труба превратилась из стимула развития добычи на востоке страны в ее тормоз. И выходов из этой ситуации два. Либо искусственно сдерживать темпы освоения месторождений Восточной Сибири и Якутии, либо интенсивно расширять мощности ВСТО. К счастью для российской энергетики, «Транснефть» склоняется ко второму варианту.
За дополнительной информацией свяжитесь с Иванцовой Дарьей по тел:
+7 (495) 502 5433 / 778 4597
или по электронной почте: daria@rpi-inc.ru
www.rpi-research.com
