Перспективы формирования Евро-Арктического газового кластера на территории Баренц-региона Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 338(470.21)

ПЕРСПЕКТИВЫ ФОРМИРОВАНИЯ ЕВРО-АРКТИЧЕСКОГО ГАЗОВОГО КЛАСТЕРА НА ТЕРРИТОРИИ БАРЕНЦ-РЕГИОНА

А.Б. Котомин

Институт экономических проблем им. Г.П. Лузина КНЦ РАН

Аннотация

Приведен анализ состояния Евро-Арктического газового сектора экономики с учетом возможных достижений и рисков регионального сотрудничества, который позволяет обосновать формирование в рамках Баренц-региона инновационного газового кластера. Делается вывод, что осуществление Штокмановского проекта в части создания комплекса по производству сжиженного природного газа (СПГ) из области отдаленной перспективы может быть переведена в стадию непосредственной реализации.

Ключевые слова:

газовый кластер, Баренц-регион, Штокман, сжиженный природный газ.

Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 г. Оно расположено в центральной части Баренцева моря на глубине 280-360 м, на расстоянии 550 км к северо-востоку от береговой линии Кольского полуострова. Геологические запасы газа (С1+С2) первоначально оценивались в 3205.3 млрд м3, запасы газового конденсата (С1+С2) - 30.98 млн. т. Лицензия на право пользования недрами была выдана в 1993 г. ЗАО «Росшельф».

В 1994 г. институтом «Гипроспецгаз» было выполнено ТЭО проекта, который в дальнейшем рассматривался как базовый при разработке новых вариантов. В соответствии с ТЭО годовой уровень добычи газа составлял 60 млрд м3, полный срок разработки месторождения - 50 лет, общий объем инвестиций в освоение месторождения - 18.2 млрд долл., окупаемость

капитальных вложений - 13 лет.

Разработка месторождения первоначально планировалась на условиях СРП, причем 30% добытого газа должно было пойти на покрытие затрат по проекту. В течение 30 лет эксплуатации, по информации ЗАО «Росшельф», в бюджеты различных уровней должно было поступить более 40 млрд долл.

В конце 2001 г. ОАО «Газпром» и ОАО НК «Роснефть» подписали соглашение об объединении усилий в освоении пяти месторождений на шельфе Печорского моря, в том числе и Штокмановского. Для этого ЗАО «Росшельф» и ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» создали на паритетных началах совместное предприятие ЗАО «Севморнефтегаз», на которое были переоформлены лицензии на разработку [1].

После доразведки в 2002-2003 гг. утвержденные запасы месторождения по категории С1+С2 составляют 3 трлн 660 млрд м3 газа и более 30 млн т газового конденсата. При этом исходная оценка стоимости разработки Штокмановского месторождения была повышена до 20 млрд долл.

Руководителями ОАО «Газпром» и администрации Мурманской области 28 июня 2006 г. в г. Мурманск была подписана «Декларация о намерениях инвестирования в комплексное освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения». Представителем ОАО «Гипроспецгаз» на презентации проекта были озвучены основные параметры проектируемого комплекса. Предлагались два базовых варианта освоения с ежегодной добычей в размере 71 или 94.6 млрд м3. В зависимости от выбора базового варианта предусматривалось освоение месторождения в три или в четыре фазы в различных сочетаниях добытых объемов между переработкой на заводе СПГ и перекачкой по магистральному газопроводу Видяево - Волхов. При этом начало работ во всех случаях намечалось на 2011 г. (фаза 1), а завершение освоения (фаза 3 - по первому варианту или фаза 4 - по второму) приходилось на 2018 г., после чего добыча должна была достичь проектных объемов и оставаться стабильной вплоть до 2025 г.

В составе берегового комплекса по производству и отгрузке СПГ (далее завода) предусматривалось создание двух технологических линий по сжижению природного газа с годовым объемом в 7.5 млн т каждая, а также двух емкостей для хранения СПГ, объемом 160 тыс. м3 каждая.

Отгрузка СПГ по проекту должна производиться с двух специализированных причалов в танкеры-газовозы с емкостями порядка 154 или 215 тыс. м3.

Газ на завод предполагалось перекачивать с месторождения на берег в район пос. Видяево по придонному трубопроводу, для чего в районе добычи предусматривалась установка донной плиты со всем необходимым оборудованием. Готовую продукцию (СПГ) предполагалось транспортировать морем (танкерами) в Европу (Бильбао, Испания) и США (Кове-Пойнт и Камерон), где имеется инфраструктура по приему СПГ. При этом расстояние до Бильбао составляет 2420 миль, а до Камерона в два с лишним раза больше. Согласно проекту, для отгрузки всей продукции требуется до 38 судов-газовозов.

В июле 2007 г. с помощью норвежцев была произведена новая доразведка на Штокмановском месторождении, в результате которой оценка запасов выросла до 4 млрд м3.

В настоящее время идет процесс проектирования наземной части газоперерабатывающего комплекса вблизи Мурманска и газопровода до Волховстроя. Размещены заказы на две полупогружные платформы ледового класса.

Осенью 2007 г. Выборгский судостроительный завод (ВСЗ) подписал с ОАО «Газпром» контракт на строительство буровых платформ общей стоимостью 59 млрд руб. До этого, в августе 2007 г., завод выиграл тендер на создание двух буровых платформ для ООО «Газфлот»*, геолого-разведочного и судовладельческого предприятия со 100%-м участием ОАО «Газпром». В июле 2008 г. Выборгский судостроительный завод осуществил закладку первой полупогружной буровой установки (ППБУ) для ОАО «Газпром». Здесь также будут построены корпуса и верхние палубы платформ. Первую установку завод планирует отправить заказчику в октябре 2010 г., вторую - в марте 2011 г.

Первые полупогружные буровые установки будут представлять собой самоходные плавучие сооружения катамаранного типа с двумя понтонами и шестью стабилизирующими колоннами, поддерживающими верхний корпус и верхние строения. Они будут оснащены всем необходимым оборудованием для эффективного и безопасного функционирования в суровых условиях Баренцева моря.

В рамках заключенного договора между ВСЗ и ООО «Газфлот» предприятие должно обеспечить проектирование и строительство платформ, которые смогут работать в арктических условиях при наличии битого льда толщиной до 70 см и температуре наружного воздуха до -30°С на глубинах моря до 500 м и осуществлять бурение скважин на глубину до 7 500 м.

В качестве базового выбран проект платформы MOSS CS-50, которая спроектирована для эксплуатации в условиях северных морей. Расчетный срок службы данных установок должен составить не менее 20 лет с возможностью его дальнейшего продления.

Однако первоначальные оценки по инвестициям в освоение Штокмана выросли в несколько раз, а сроки окончания строительства первой очереди уже отодвинуты с 2008 до 2013 гг. По оценкам специалистов ЗАО «Севморнефтегаз», дочерней компании «Газпрома», которая владеет лицензией на разработку, до 2020 г. на три фазы освоения Штокмановского месторождения планируется потратить около 40 млрд долл. При этом будет достигнут уровень добычи порядка 70 млрд м3 газа ежегодно. Реальная стоимость проекта будет уточнена после проведения тендеров для поставщиков оборудования, материалов и услуг в 2009 г.

По оценкам других специалистов, итоговые затраты на проект могут значительно превысить приведенную выше цифру и достичь уровня 60-70 млрд долл., поскольку рост стоимости сервисных услуг и расходных материалов, а также общее инфляционное давление, являются устойчивым трендом и могут привести к увеличению затрат уже в ходе реализации проекта.

В инвестиционной программе «Газпрома» на 2007 г. на освоение Штокмановского месторождения, которое планировалось начать в этом же году, было предусмотрено 17.1 млрд руб. Однако в дальнейшем в намерениях «Газпрома» произошли изменения, существенно отодвинувшие сроки ввода месторождения в эксплуатацию и вызванные, по-видимому, целым рядом причин.

Во-первых, как оказалось, в мире не существует проектных наработок, позволяющих осваивать шельфовые месторождения на большой глубине и удаленности от берега при столь тяжелых ледовых условиях. Даже включение в проект норвежской «Статойл-Гидро» не смогло исправить положения: эта компания ведет добычу углеводородов в незамерзающей из-за влияния Гольфстрима части Северного моря. Отечественные же проектно-конструкторские и судостроительные организации оказались еще менее подготовленными к решению поставленной задачи. Характерным примером этого явилось освоение

* Дочерняя компания ОАО «Г азпром»

месторождения «Приразломное», которое должно было дать первые тонны нефти еще в 2004 г., но до сих пор так и не начало функционировать.

В то же время использование опыта норвежской компании по добыче углеводородов на шельфе Северного моря может существенно ускорить процесс освоения российского шельфа и создания в Мурманской области основы Евро-Арктического газового кластера с использованием самых современных технологий разведки и добычи.

Во-вторых, на инвестиционные возможности «Газпрома» оказало влияние «распыление» заемных средств по целому ряду проектов, в том числе зарубежных. Даже для такой мощной компании, как «Газпром», одновременное выполнение трех-четырех крупных проектов становится проблематичным. В последние несколько лет эта крупнейшая газовая компания мира проводила политику диверсификации своего бизнеса, активно скупая непрофильные активы и инвестируя средства в сферы, смежные с добычей газа. «Газпром» направлял ресурсы на скупку активов в нефтяной и электроэнергетической отраслях, создавал совместное предприятие с производителем угля, инвестировал медийную и спортивную сферы. В краткосрочной перспективе эта стратегия, направленная на покупку все еще недооцененных по мировым меркам активов в смежных областях, может быть успешной, но не в условиях кризиса.

В-третьих, прогнозировавшийся еще в 2007 г. некоторыми экспертами мировой финансовоэкономический кризис, который разразился осенью 2008 г., существенно снизил капитализацию «Газпрома» и привел к необходимости секвестра инвестиционной программы.

В июле Президиум Правительства РФ утвердил снижение инвестиционной программы «Газпрома» на 2009 г. до 775 млрд руб., что на 26% меньше прежнего плана. Официально из всех проектов, сроки освоения которых «Газпром» собирается перенести на более позднее время, называлось только Бованенковское месторождение: отсрочка его освоения на год (до конца 2012 г.) даст концерну почти 137 млрд руб. экономии в 2009 г. Но в меморандуме к размещению еврооблигаций «Газпром» сообщил и о других корректировках прежних планов. Как следует из меморандума, к выпуску евробондов «Газпром» сдвинул сроки еще нескольких проектов. На год отложено не только освоение Бованенковского месторождения, но и выход на проектную мощность добычи на Харвутинской площади Ямбургского месторождения (новый срок - 2011 г., 30 млрд м3) и ввод Западно-Песцового месторождения (2010 г., 2 млрд м3). На два года, до 2012 г., переносится начало добычи на Ныдинской площади Медвежьего месторождения (план по добыче - 2 млрд м3 в год). Общие инвестиции «Газпрома» в эти проекты в 2009 г. должны были составить 12.4 млрд руб. На зарубежные проекты «Газпрома в 2009 году предполагалось потратить 10.9 млрд руб., но могут быть скорректированы планы в Венесуэле (начало бурения на блоке «Урумако-2»).

Также возможно изменение сроков ввода Штокмановского месторождения: в меморандуме «Газпром» указал, что эти сроки могут быть пересмотрены «в зависимости от ситуации на рынке природного газа». По утвержденному в декабре 2008 г. плану общие капиталовложения в Штокман в 2009 г. должны были составить 37.1 млрд руб., долгосрочные финансовые

вложения - еще 1S.5 млрд руб., а общая смета первой фазы проекта - 15 млрд долл. в ценах 2006 г. При этом сроки ввода газопровода Nord Stream, который свяжет Россию и Германию по дну Балтийского моря, остались неизменны: запуск первой нитки газопровода - в 2011 г., второй - в 2012 г. Вторую нитку газопровода планировалось заполнить газом со Штокмана.

В то же время «Газпром» намерен увеличить финансирование Восточной газовой программы и, в частности, строительства газопровода «Сахалин-Хабаровск-Владивосток».

В целом ситуация с добычей и поставками газа в 2009 г. складывалась неблагоприятно (рис.).

Баланс газа: какое топливо продавалось в России и за рубежом

1 КВАРТАЛ 2009 Г. ИЗМЕНЕНИЕ К 2008 Г., %

Добыча газа в России, в т. ч. 153,4 -14,8

- Газпром 123,5" ' -18,г'

- другие производители 29,9 3,5

Поступление газа в российскую систему', в т. ч. 164,0 ■21,7

-из Средней Азии 15,7 13,3

-из ПХГ"" В,7 69,3

Поставки газа из системы, в т. ч. 164,0 ■21,7

- потребителям в России 114,1 -м

- экспорт, включая 37,5 -46,9

газ из Средней Азии 15,7 13,в

- закачка в ПХГ 0,2 -50,0

‘ТОЛЬКО ЕСТ, Т. Е. БЕЗЇЧЕТА С ГГ РА TCP 09 СРП И ПРОЧ.

“ЗДЕСЬ И ДМЕЕ- ТОЛЬКО РОССИЙСЮС ПХГ

ЮТСЧНИК>ГАХІРОК>,ІШ ТЭК

Баланс газа в I квартале 2009 г.

В то же время в Архангельской области подходит к завершению еще один проект, связанный со строительством газопровода и газификацией.

Строительство газопровода-отвода от системы магистральных газопроводов «Ухта-Торжок» (компрессорная станция «Нюксеница») к городам Архангельск и Северодвинск ведется с 1988 г. Протяженность газопровода-отвода составляет 647.2 км, запланированная производительность к 2010 г. - более 2.5 млрд м3, проектная мощность - 3.3 млрд м3 в год.

Приход газа в область позволит изменить экономику не только рядовых потребителей на коммунальном уровне, но и крупных предприятий, которые смогут использовать более дешевое топливо и применять новые технологии в производстве. Как обещали в июле 2008 г. представители «Газпрома», в конце года должен был быть проложен последний километр газопровода. При этом газораспределительные станции предполагалось построить в первом квартале 2009 г., а одну из них еще до конца 2008 г.

Инвестиции в строительство газопровода-отвода осуществляли ОАО «Газпром», администрация Архангельской области и ОАО «Севергаз». Ныне средний уровень газификации Архангельской области составляет 9.8%, в том числе в городах - 13%, в сельской местности - 2%. В среднем по России эти показатели равны 62, 67 и 44% соответственно [2].

В сущности, проектные объемы прокачки газа по строящемуся газопроводу невелики, поскольку речь идет о газификации, а не об экспорте газа. Однако свидетельством того, насколько быстро можно нарастить мощность трубопроводной системы в условиях, когда один проект уже реализован, является Балтийская трубопроводная система «Транснефти», утроившая свою мощность всего за год. Поэтому проложить к Архангельску дополнительный газопровод, который обеспечит сырьем проектируемый завод СПГ под Мурманском, - далеко не утопическая идея.

Безусловно, необходимо продолжить трубопровод до Териберки или Видяево, проведя его по дну в горле Белого моря, при этом можно использовать материалы предварительной геологоразведки несостоявшегося проекта МТС, инициированного в 2003 г. компанией «ЮКОС». Причем идея провести газопровод по дну моря уже никого не пугает, поскольку сейчас решается проблема строительства «Северного потока» по дну Балтики.

Эффектом от принятия такого решения является возможность начать немедленно строительство завода СПГ под Мурманском и в течение 1-2 лет наладить экспорт сжиженного газа потенциальным потребителям, обеспечив независимый от стран-транзитеров экспорт продукта высокотехнологичной переработки. В то же время это создаст предпосылки для освоения именно российскими компаниями запасов углеводородов так называемой «серой зоны» - предмета спора между Россией и Норвегией.

В политическом плане при решении данного вопроса необходимо учесть стремление Норвегии к переделу Арктического шельфа в свою пользу и планы создания в районе Киркенеса, на границе с Россией, специализированной базы по освоению углеводородных запасов спорной зоны, где, возможно, находятся до 12 месторождений, 4 из которых по запасам превосходят Штокман. России необходимо вести игру на опережение и использовать партнерство в рамках Баренц-региона в своих целях - для подготовки собственных кадров и технологической основы освоения Арктического шельфа.

Основным акционером ОАО «Газпром» - этого крупнейшего нефтегазового холдинга -является государство, владеющее 50.002% акций [3], поэтому именно государство должно принять решение об изменении его инвестиционной программы путем включения в нее предлагаемого проекта и обеспечения основы для создания Евро-Арктического газового кластера, возможно, - с участием иностранных компаний.

ЛИТЕРАТУРА

1. «Нефть и капитал» - информационный ресурс. Режим доступа: http://www.oilcapital.ru/. Загл. с экрана. 2. Газопровод в Архангельск придет в 2008 году // Мои события. 2008. Режим доступа: 11Йр://7-

08.mysob.ru/news/economy/92812.html 3. Мазнева Е., Письменная Е. «Газпром» опять утек. // Ведомости. 2009. Режим доступа: http://www.vedomosti.ru/newspaper/article.shtml72009/07/31/207765

Сведения об авторе

Котомин Александр Борисович - к.т.н., старший научный сотрудник, е-mail: iep@iep.kolasc.net.ru