Инвестиционные амбиции и реальность

Розовые мечтания и реальность нередко страшно далеки друг от друга.
Фото Хорста Ваккербарта

По какой бы траектории ни пошло развитие топливно-энергетического комплекса России – природный газ остается основой внутреннего спроса на энергию, пусть даже его доля в расходной части баланса первичных энергоресурсов снизится с текущих 50% до 45–46% в 2020 году. На жидкое топливо (нефть и нефтепродукты) будет приходиться 20–22%, на твердое – 19–20%. Стабилизируется внутренний спрос на электроэнергию тепло-, гидро- и атомных электростанций и возобновляемых источников энергии.

В предстоящий период наиболее динамичен рост потребления моторного топлива – на 15–26% к 2010 году и на 33–55% к 2020 году, причем в качестве горючего начнет использоваться сжиженный и сжатый природный газ.

Радужные прогнозы

При оптимистическом и благоприятном вариантах развития России добыча газа может составить примерно 645–665 млрд. куб. м в 2010 году и возрасти до 710–730 млрд. куб. м к 2020 году. При умеренном варианте добыча газа прогнозируется в объеме до 635 млрд. куб. м в 2010 году и до 680 млрд. куб. м к 2020 году. При развитии событий по критическому варианту добыча газа в стране начнет сокращаться уже в ближайшее время и стабилизируется до 2010 года на уровне 555–560 млрд. куб. м в год, и лишь во втором десятилетии начнется рост добычи с достижением к 2020 году уровня первой половины 90-х годов (610 млрд. куб. м).

Недавно «Газпром» повысил максимальный прогноз добычи газа на 2020 год на 14%: с 580–590 млрд. куб. м, предусмотренных энергетической стратегией России, до 670 млрд. куб. м; максимальный прогноз добычи на 2010 год увеличен с 560 млрд. до 570 млрд. куб. м. Впрочем, разработчики прогноза сразу оговорились, что произойдет это лишь в том случае, «если конъюнктура рынка будет положительной и сверхположительной». На проблему дефицита газа корректировки планов не повлияют – прирост добычи за период до 2020 года составит менее 1% в год, тогда как потребности рынка ежегодно растут в среднем на 2–3%. Что же касается дефицита газа в электроэнергетике, то ранее руководители РАО «ЕЭС России» озвучивали цифру в 4 млрд. куб. м в текущем году, 8 млрд. куб. м в будущем и до 30–40 млрд. куб. м в течение нескольких ближайших лет.

Необходимо отметить, что в рассматриваемой перспективе ожидается некоторый рост объемов добычи газа независимыми производителями с 73 млрд. куб. м (12%) в настоящее время до 105–115 млрд. куб. м (17%) в 2010 году и 140–150 млрд. куб. м (20%) в 2020 году. При этом добыча газа ОАО «Газпром» возрастет с 522 млрд. куб. м в 2006 году до 580–590 млрд. куб. м в 2020 году, или на 11–13%.

Исчерпание основных месторождений

К настоящему времени базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны (Медвежье на 75,6%, Уренгойское на 65,4%, Ямбургское на 54,1%). В 2002 году на месторождениях с падающей добычей получено свыше 80% газа в России. Тем не менее основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 72% всех запасов России, а также акватории северных морей России. Планируется выставить на аукционы 40 участков в Восточной Сибири с суммарными запасами нефти 24 млн. т, газа – 141 млрд. куб. м, в том числе 14 – в Иркутской области, два – в Красноярском крае.

Понятно, что освоение северных регионов потребует значительных объемов инвестиций: месторождения удалены от существующей системы магистральных газопроводов, необходимо решать сложнейшие технические задачи при сооружении скважин и газопромысловых объектов, прокладке газопроводов в зоне многолетне-мерзлых грунтов; внедрять новые технологии, обеспечивающие сохранение окружающей среды. Требуется заново создать региональную производственную и социальную инфраструктуру. Еще более сложно осваивать шельфовые месторождения газа.

Явно выражена тенденция увеличения доли сложных и трудноизвлекаемых запасов: сокращаются высокопродуктивные, залегающие на небольших глубинах месторождения. Появились перспективы появления в ближайшие годы значительных запасов низконапорного газа, увеличения в составе разведанных запасов доли жирных, конденсатных и гелийсодержащих газов, требующих для эффективной разработки создания технологически новой газоперерабатывающей инфраструктуры. Возрастает удаленность будущих крупных центров добычи газа от сложившихся центров развития газовой промышленности и общетранспортных коммуникаций (Восточная Сибирь, Дальний Восток, полуостров Ямал, Баренцево и Карское моря).

Инвестиционная потребность

Прогнозируемый рост внутреннего и внешнего спроса на энергоносители определяют следующие ориентировочные уровни инвестиций до 2020 года:

– в газовой отрасли – от 170 до 200 млрд. долл. (с учетом 35 млрд. долл. на реализацию программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока, до 70 млрд. долл. на реализацию программы освоения месторождений полуострова Ямал);

– в нефтяном комплексе – около 230–240 млрд. долл. (собственные средства нефтяных компаний и инвесторов);

– в электроэнергетике – 120–170 млрд. долл., в том числе на строительство и модернизацию генерирующих мощностей 100–140 млрд. долл.;

– в угольной промышленности – около 20 млрд. долл. (средства инвесторов, собственный капитал частных угольных компаний и средства федерального бюджета);

– в теплоснабжении – около 70 млрд. долл., энергосбережении – 50–70 млрд. долл. (региональные фонды энергосбережения, бюджеты всех уровней, средства инвесторов, тарифные источники).

Таким образом, суммарные инвестиции в ТЭК России должны составить 920–710 млрд. долл.; «Газпром» претендует на 30% этих инвестиций.

Основным источником капитальных вложений намечены собственные средства компаний, а также кредитные средства, в том числе на условиях проектного финансирования. Расчеты показывают, что обеспечение необходимого роста инвестиций приведет к повышению цен на газ до 59–64 долл. за 1000 куб. м в 2010 году (без НДС, оплаты транспортировки газа по газораспределительным сетям и снабженческо-сбытовых услуг). Остро требуются государственные решения по поиску источников для капитальных вложений, а также иностранные инвесторы.

Уже на уровне 2010 года общая потребность в инвестициях в ТЭК России достигает 160 млрд. долл. – с учетом внутреннего потребления и усиления восточного направления экспорта нефти и газа. Только для модернизации производственных фондов требуется ежегодно 20–25 млрд. долл. << ОКОНЧАНИЕ НАЧАЛО НА СТР. 1

Стоимость инвестиционных проектов, обеспечивающих на период до 2015 года сохранение экспортных позиций на рынке Европы и рост внутреннего потребления, оценивается: по газовой промышленности – 35–40 млрд. долл., по нефтяной промышленности – 55–60 млрд. долл.

Из накопленных в российской экономике к 2003 году иностранных инвестиций на прямые инвестиции компаний США приходилось 4,22 млрд. долл., Кипра – 3,9 млрд., Нидерландов – 2,4 млрд., Великобритании – 2,2 млрд., Германии – 1,7 млрд. долл.

Поскольку получение иностранных технологий в отраслях ТЭК не считалось первоочередной задачей, постольку и методы международного технического сотрудничества здесь достаточно жестки. Например, в ЯНАО – главной «газовой» провинции России – иностранных компаний со 100-процентным собственным капиталом в добывающем секторе нет. Совместные предприятия присутствуют лишь в сервисных услугах и, очень мало, в геологоразведочных работах.

Однако ситуация изменилась: усложнились условия добычи, и иностранная технология и технический менеджмент стали неотложно необходимы при выходе в новые регионы, в геологоразведке и особенно – при геофизических работах.

Свободные финансовые ресурсы – «нефтяные деньги» – у государства имеются, но оно, как показывает опыт, – неэффективный собственник. Эти же недостатки присущи и газовой монополии. У частных российских нефтяных компаний отсутствуют стимулы к долгосрочным инвестициям.

Последствия такой политики хорошо иллюстрируются дилеммой ТЭК Восточной Сибири. Месторождения газа Восточной Сибири находятся на начальной стадии освоения, но уже сейчас ясно, что лишь наиболее разведанное Ковыктинское газовое месторождение (запасы – до 1,9 трлн. куб. м) может быть освоено в краткие сроки и должно быть ориентировано на экспорт, что увеличит экспортные возможности страны по газу более чем на 20%.

Для выполнения масштабных проектов развития региональной инфраструктуры требуется воссоздание практически с нуля мощных строительных компаний. Данный проект окупается лишь при добыче 30–40 млрд. куб. м газа ежегодно, а внутренний потребитель Восточной Сибири нуждается не более чем в десятой доле этого объема: газ месторождения не выдерживает конкуренции с углем и электроэнергией каскада гидростанций. Поэтому Ковыктинский проект реален лишь при ориентации на экспорт (потребители – Китай и Корея, для СПГ и нефти – Япония), но из-за неопределенности экономической политики России пока нет соглашений с потенциальными импортерами. Соответственно, нет в наличии и минимально требуемых 15 млрд. долл. инвестиций (минимальная оценка).

Данное месторождение, включая и нефтяные площадки, ныне закреплено за монополией – ОАО «Газпром». Перспективы получения прямых иностранных инвестиций, в первую очередь новых технологий – в условиях усиливающегося государственного монополизма довольно сомнительны. Основное недовольство иностранных инвесторов условиями деятельности в России связано не с отсутствием или жесткостью законов, а с хаотичностью их применения. Напротив, обиды государственных чиновников де-факто связаны с тем, что иностранные фирмы требуют буквального применения уже имеющихся законов. Иностранные партнеры и менеджеры привлекаются в некоторые корпорации только потому, что это усиливает защиту от недобросовестного чиновника. Показательно, что с этим прискорбным фактом соглашаются и представители всех уровней власти.

Вместе с тем стало явным, что мощную государственную поддержку получают лишь инвестиционные проекты, обусловленные чисто политическими интересами. И эта поддержка, а вслед за нею и совместный инвестиционный проект заканчиваются при изменении политической конъюнктуры. Тому имеются всем известные примеры, в частности Сахалинский проект, а также и проектирование завода СПГ. Об этом намекает и история со сменами собственников Ковыктинского месторождения...

Сырьевые отрасли, особенно добыча нефти и газа, сейчас привлекают наибольшие иностранные инвестиции, преимущественно портфельные. Отечественного частного капитала и средств Стабилизационного фонда достаточно для экстенсивного развития нефтедобычи и газодобычи и поддержания технологий. Однако, чтобы обеспечить разработку новых нефтяных и газовых провинций Восточной Сибири и Дальнего Востока, морских шельфов, необходим прорыв в сервисных технологиях, методах геологоразведки и геофизических исследованиях, который реален лишь с участием иностранных фирм.

Имея в виду объективную незаинтересованность российского предпринимательства в долгосрочных малоприбыльных инвестициях, целесообразно создать для выполнения геологических и геофизических работ мощные государственные (с частным, в том числе с иностранным капиталом) компании. В этих же целях – ускоренного прорыва на новый технологический уровень – целесообразно ввести программу обучения молодых российских специалистов в ведущих университетах Запада по широкому кругу горных специальностей, в первую очередь геофизических.