CC BY
107
УДК 621.331.11
И.В. Филимонова
ИНГГ СО РАН, Новосибирск
ПРОГНОЗ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕРРИТОРИЙ (НА ПРИМЕРЕ ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ)
Энергетическая стратегия России до 2020 г., утверждённая правительством РФ, предусматривает увеличение роли восточных районов в нефтяной и газовой промышленности страны. Выработка четкой и скоординированной политики в области освоения ресурсов углеводородов невозможна без комплексной геолого-экономической оценки территории.
Специалисты Сибирского отделения РАН разработали научное обоснование для программы лицензирования недр в Восточной Сибири. Частью этой работы стала и концепция лицензирования недр Иркутской области. Принципиальная позиция авторов данной концепции заключается в необходимости комплексного освоения крупных региональных блоков, а не «выдергивания» для аукционов только лучших участков.
Современная ситуация
Чтобы достичь запланированных Энергетической стратегией уровней добычи, необходимо в ближайшие годы начать проведение комплексное лицензирование недр.
Одним из важных источников достижения и поддержания уровней добычи нефти и газа, намеченных в Энергетической стратегии, станет Восточная Сибирь, в частности Иркутская область. Прирост запасов будет осуществляться как за счёт доразведки уже открытых месторождений (Ковыктинское, Верхнечонское, Дулисминское, Ярактинское, Даниловское, и др.), так и открытия новых месторождений на перспективных участках.
Лицензии на право пользования участками недр с целью геологического изучения, разведки и добычи нефти и газа на территории Иркутской области не выдавались с 1999 года. Тогда хозяев нашли Тагнинский, Балаганкинский, Левобережный, Правобережный, Ангаро-Ленский участки. Участки Нижнеудинский, Тутурский, Рудовский оказались не востребованы и остались в нераспределенном фонде.
Позднее на некоторые участки (Южно-Ковыктинский, Зиминский, Тутурский, Нарьягинский, Ангаро-Илимский) были выданы лицензии на право геологического изучения, разведки и оценки нефти и газа. В нераспределенном фонде недр Иркутской области остались Восточно-Сугдинский, Аянский, Потаповский, Кытымский и Бильчирский участки.
Наиболее перспективным на нефтегазоностность из перечисленных участков является Восточно-Сугдинский, осваивать который экономически целесообразно совместно с расположенным по соседству крупным Верхнечонским месторождением, принадлежащим «РУСИА Петролеум». Поскольку лицензионное соглашение по Верхнечонскому месторождению не
выполняется, то сохраняется вероятность отзыва лицензии на это месторождение, и в таком случае наиболее вероятным владельцем лицензии на добычу углеводородного сырья Верхнечонского месторождения, а также Восточно-Сугдинского участка, может стать альянс «Роснефти», «Газпрома» и «Сургутнефтегаза».
В конце 2003 года компания «Газпром» получила геологические лицензии на два участка Южно-Ковыктинской площади, непосредственно примыкающих к Ковыктинскому месторождению. Площадь участков
2 3
составляет 2,8 тыс. км , прогнозные ресурсы - около 200 млрд м природного газа. В настоящее время лицензия на геологическое изучение и добычу углеводородного сырья Ковыктинского месторождения принадлежит «РУСИА Петролеум», однако учитывая вероятность вхождения «Газпрома» в Ковыктинский проект, не исключено объединение участков и разработка блока месторождения совместными усилиями компаний. По распоряжению Правительства «Газпром» выступает координатором программы освоения ресурсов газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока.
В настоящее время готовится Программа лицензирования на право проведения геологического изучения и освоения недр в Иркутской области, куда планируется включить около 20 объектов. Интерес к предстоящему конкурсу проявил ряд крупных российских и зарубежных вертикально интегрированных компаний.
Одним из факторов, сдерживающих освоение ресурсного потенциала, служит отсутствие транспортной инфраструктуры. Первоочередная задача для региона - развитие инфраструктуры трубопроводного транспорта нефти, строительство нефтепровода Талаканское - Верхнечонское - Ангарск, что позволит вовлечь в хозяйственный оборот не только уже открытые месторождения, но и ряд прилегающих перспективных участков.
Базовая модель
Для проведения эффективной лицензионной политики необходимо выявить инвестиционную привлекательность каждого лицензионного участка. Это позволит определить последовательность проведения конкурсов, аукционов, начальный размер разовых платежей (бонусов подписания), планировать бюджетную эффективность недропользования. Однако, как показывает практика, реально проводимая политика лицензирования не всегда учитывает научно-обоснованные рекомендации.
Институт геологии нефти и газа разработал программу комплексной геолого-экономической оценки территории, позволяющую учесть региональные особенности Иркутской области. Согласно программе, территория Иркутской области разделена на примерно равные перспективные участки площадью около 2 тыс. км2 каждый, что обусловлено технологическими условиями проведения геологоразведочных работ на участке. Недропользователь на конкурсной основе получает лицензию на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья. На поисковый этап выделяется пять лет, на разведочный - от 2 до 7 лет. Принимается, что первым открывается наиболее крупное месторождение,
содержащее около 60-70% ресурсов основного продуктивного комплекса. При этом на участке остаётся часть ресурсов, не вошедших в основное месторождение, в конце разведочного этапа рекомендуется возобновить работы по поиску сателлитов. Этап добычи углеводородного сырья во многом зависит от конкретных характеристик каждого участка, однако в базовой модели приняты некоторые общие условия. В частности, добывающая скважина в среднем работает 12-17 лет. Дебит по жидкости остаётся постоянным, падение дебита нефти задаётся экспоненциально без периода стабильной добычи, поскольку от 1 до 5% воды всегда извлекается с самого начала разработки. Минимальный дебит, после которого работа скважины прекращается, определен в 1 тонну нефти в сутки. Плотность сетки скважин составляет в среднем от 25 до 49 га на скважину. Средний срок разработки участка - 23-25 лет.
В структуре капитальных вложений затраты на ГРР заложены в пределах 3-15%, в бурение добывающих, нагнетательный и газовых скважин - 3050%, в обустройство - 25-45%, стоимость системы внешнего транспорта - 015%. При экономической оценке участков затраты на трубопровод принимались из расчета строительства нефтепровода-отвода до планируемой магистрали Верхнечонское - Ангарск.
Перспективы
Оценка рынков сбыта показала, что поставки нефти с перспективных участков могут осуществляться на внутренний рынок и на экспорт в страны Азиатско=Тихоокеанского региона и на Тихоокеанское побережье США. Для организации поставок необходимо строительство нефтепровода=отвода до планируемого, в рамках крупномасштабной добычи нефти и газа в Восточной Сибири, магистрального нефтепровода Верхнечонское месторождение -Ангарск.
Поставки нефти на внутренний рынок предполагают загрузку мощностей Ангарского нефтехимического комбината. В настоящее время уровень его загрузки составляет порядка 40%. С учетом прогнозируемого спроса на нефтепродукты на региональном рынке и возможностей по экспорту нефтепродуктов поставки нефти на комбинат могут быть доведены до 17,8 млн т. К 2020 г. загрузка его мощностей будет обеспечиваться нефтью только восточносибирских месторождений.
Ежегодные поставки российской нефти в Китай могут быть увеличены до 30 млн т, поставки в Находку - до 50 млн т.
Рекомендации
Расчеты показали, что не все перспективные участки экономически выгодно разрабатывать по нефтяной схеме. Участки, нерентабельные при извлечении только нефти, составили порядка 40% от предлагаемой к лицензированию площади. Они находятся в основном на юге Иркутской области. Для обеспечения коммерческой эффективности их разработки необходимо извлекать не только нефть и попутный газ, но и свободный газ. При включении в схему разработки этих участков затрат на добычу и транспорт свободного газа, они переходят из класса неэффективных в класс
экономически выгодных для освоения, внутренняя норма доходности составляет порядка 30-45%.
При построении схемы лицензирования недр Иркутской области необходимо в первую очередь обратить внимание на северные участки, рентабельная разработка которых связана с извлечением нефти. Несмотря на то, что газификация Иркутской области намечена уже в ближайшем десятилетии, обеспечение потребностей в нефтяном сырье промышленности и населения Иркутской области остается приоритетным направлением развития региона.
Разработанная институтом комплексная программа освоения недр малоизученных территорий позволяет дать государству практические рекомендации в целях принятия хозяйственных решений для проведения грамотной и системной политики лицензирования недр и компаниям - для инвестирования средств в удаленные, неосвоенные, но перспективные регионы Восточной Сибири.
Потребность в инвестициях
Вопросы формирования нового центра нефтяной и газовой промышленности в Иркутской области необходимо рассматривать в рамках комплексной программы развития экономики Восточной Сибири. Это обусловлено: (1) территориальным распределением сырьевой базы; (2) высокой капиталоемкостью проектов; (3) требованиями социальноэкономического развития всего региона; (4) размещением центров переработки потребления нефти и газа; (5) особенностями экспортных рынков и геополитической ситуации в АТР в целом; (6) необходимостью создания единой транспортной инфраструктуры; (7) экологическими факторами.
В настоящее время освоение ресурсов и запасов нефти и газа Восточной Сибири идет крайне медленно, на право геологического изучения и разработку ряда перспективных участков до сих пор не выданы лицензии, геологоразведочные работы проводятся в исключительно малых объемах. Как следствие, такие месторождения как Ковыктинское, Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, недоразведаны. Проектирование нефте- и газопроводов еще не начато. Теперь, даже, если положение будет быстро выправлено, к 2010 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может достичь только 5 - 10 млн т.
При проведении активной государственной политики в области недропользования и лицензирования недр, достаточном уровне инвестиций в разведку и разработку уже открытых месторождений, создании перерабатывающей и транспортной инфраструктуры добыча нефти в Восточной Сибири и в Республике Саха (Якутия) может достичь к 2010 г. 5-10 млн т, а к 2020 г. - до 55-60 млн т.
Необходимо к 2015 г. выявить и разведать новые месторождения с извлекаемыми запасами нефти 1,0 - 1,25 млрд т. В силу специфики ресурсной базы Восточной Сибири и Республики Саха одновременно неизбежно будет
-5
выявлено и разведано не менее 1 трлн м газа. Для этого потребуется не менее
12 млрд дол. дополнительных инвестиций в геологоразведку. Общие инвестиции в геологоразведку должны составить в ближайшие 20 лет не менее 14,5 млрд дол.
Оценки показывают, что при реализации таких инвестиций в поисковые и геологоразведочные работы к 2020 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха может быть доведена после этого срока до 100 -110 млн т нефти в год.
Добыча газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) при наличии спроса может составить к 2010 г. 25 - 30 млрд м , к 2020 г. - 110 -120 млрд м .
Оценки инвестиционной привлекательности Восточной Сибири и Республики Саха (табл. 1) показывают, что реализация интенсивного варианта программы формирования новых крупных центров добычи нефти и газа в этом регионе потребует инвестиции в объеме 86,8 млрд дол., в том числе, в геологоразведочные работы - 14,5 млрд дол., в обустройство месторождений - 42,3 млрд дол., в нефте- и газопроводы внутри Лено-Тунгусской провинции и системы переработки и хранения газа, в том числе гелия - 10,4 млрд дол., в систему магистральных нефте- и газопроводов, терминалы и заводы по производству СПГ - 19,6 млрд дол.
При организации поставок нефти из Восточной Сибири и Республики Саха на экспорт через Дацин либо через порты Тихоокеанском побережье России чистая прибыль за реализацию каждой тонны нефти составит при цене нефти 13,5 дол./барр. - от 7 до 25 до л., при цене 22 дол./барр. - от 32 до 50 дол., при цене 28 дол./барр. - от 45 до 65 дол. в зависимости от месторождений и регионов поставки нефти.
Таблица 1. Потребность в инвестициях на освоение нефтяных и газовых ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) по умеренному и интенсивному сценариям на период до 2030 г., млрд долл.
Показатель / Сценарий Умеренный Интенсивный
Добыча нефти и газа к 2020-2030 гг.
Нефть 55-60 млн т в год 115-125 млн т в год
Газ 115-125 млрд м в год 3 115-125 млрд м в год
Геологоразведочные работы
На нефть 1,80 12,00
На газ 0,70 2,50
Всего 2,50 14,50
Обустройство месторождений
Нефтяных 19,27 30,49
Газовых 11,80 11,80
Всего 31,07 42,29
Создание систем переработки и транспортировки углеводородов в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции *
Инфраструктура переработки и хранения газа 1,20 1,30
Нефте- и газопроводы 8,84 9,10
Всего 10,04 10,40
Создание магистральных систем транспортировки нефти и газа в районы Восточной Сибири и Дальнего Востока и на экспорт*
Нефте- и газопроводы 12,60 13,90
Нефтяные терминалы и инфраструктура по производству СПГ 5,70 5,70
Всего 18,30 19,60
Итого 61,91 86,79
* При оценке инвестиций на строительство нефте- и газопроводов учтено снижение затрат при прохождении маршрутов в единых транспортных коридорах
В структуре цены доля прибыли составит при цене нефти 13,5 дол./барр. - от 6,5% до 29%, при цене 22 дол./барр. - от 22% до 32%, при цене 28 дол./барр. - от 22% до 34% в зависимости от месторождений и регионов поставки нефти.
При доведении добычи нефти Восточной Сибири и Республике Саха до уровня 55 - 60 млн. т чистая прибыль компаний до 2030 г. составит свыше 55 млрд дол., в бюджеты всех уровней поступит свыше 30 млрд дол. (табл. 2). При выходе добычи на уровень 110 - 120 млн т чистая прибыль компаний составит за это же время свыше 120 млрд дол., в бюджеты всех уровней поступит свыше 45 млрд дол.
Таблица 2. Технико-экономические показатели добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) до 2030 г. по умеренному и
интенсивному сценариям
Показатель / Сценарий Умеренный Интенсивный
Расчетный срок разработки, лет до 2030 года до 2030 года
Накопленная добыча нефти, млн т 904,58 1769,58
Капитальные вложения, млрд дол. 31,90 57,06
Эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений, млрд дол. 54,77 100,86
Налоговые поступления, млрд дол. 29,95 55,01
Прибыль после выплаты налогов, млрд дол. 53,91 114,13
Кумулятивный поток наличности, млрд дол. 52,11 103,18
Ставка дисконтирования 10%, млрд дол. 1,41 7,23
Внутренняя норма рентабельности, % 11,19 14,36
Срок окупаемости (с учётом дисконтирования), лет 20 17
Срок окупаемости (без учёта дисконтирования), лет 9 7
Индекс рентабельности 2,84 3,04
Освоение энергетического, прежде всего, нефтегазового, потенциала Восточной Сибири обеспечит долгосрочное устойчивое развитие экономики и энергетики этого ключевого макрорегиона России, повысит территориальную сбалансированность энергопроизводства и энергопотребления в стране, позволит России занять достойное место среди поставщиков нефти, газа и продуктов их переработки на рынке АТР и Тихоокеанского побережья Северной Америки.
© И.В. Филимонова, 2006
