CC BY
5
Нефтепровод «Восточная Сибирь-Тихий океан», скорее всего, построят в срок. Однако организовать его заполнение на всю мощность в 80 млн т, по мнению автора статьи, вряд ли удастся. Доразведка и освоение месторождений отстают от темпов прокладки. Уникальным проектом стоимостью около 120 млрд дол. управляют хаотически, принципы программно-целевого подхода не используются. Не является ли нефтепровод «Восточная Сибирь-Тихий океан» примером того, как не надо реализовывать проекты подобного масштаба?
Труба - дело тёмное
*
И. А. ОГНЕВ, Тюмень
При подготовке статьи использована информация журналов «Нефтегазовая вертикаль», «Эксперт», газет «Коммерсантъ», «Ведомости», «Известия», «Российская газета», а также сайтов www.invur.ru, http://www.nakanune.ru/, www.rusenergy.com/projects/a26052003.htm, МУП «Студия Факт». © ЭКО 2007 г.
122
ЭКО
Россияне умеют работать, когда очень захотят или их припрут к стенке. Эта черта национального характера в очередной раз проявилась в ходе строительства нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО). Времени-то всего ничего прошло, между тем к июлю уже первую тысячу километров сварили! По длине (около 5 тыс. км) и мощности (80 млн т в год) нефтепроводу не сыскать равных в мире. На первом этапе, к концу 2008 г., труба будет у с. Сковородино Амурской области, откуда пойдет ответвление на китайский Дацин с объемом прокачки 30 млн т.
На втором этапе трубу выведут в район Находки, к побережью Тихого океана, и будут подавать туда еще 50 млн т. До начала работ на трассе некоторые эксперты предрекали, что реальный срок пуска первого этапа - 2010 г., если не позже. Похоже, скептики будут посрамлены, и 1 ноября 2008 г., согласно сетевому графику, нефтепровод дотянут до Сковородино.
Стоимость трубы пока оценивается в 11,5 млрд дол., но большинство экспертов уверены, что затраты вырастут. Есть и другая интрига: не окажется ли уникальный трубопровод полупустым? Ведь от этого зависят и репутация России, и эффективность проекта. Но сегодня однозначно ответить на этот вопрос трудно.
Чудеса в решете
Сомнения в том, что заполнить к сроку даже первую очередь трубы удастся без проблем, были еще на стадии обсуждения проекта. В середине 2005 г. Ю. Лисин, вице-президент «Транснефти», рассказал о проекте ВСТО участникам 1-го Международного энергетического конгресса в Новосибирске. На что академик А. Э. Конторович, директор Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, задал риторический вопрос: «А эта нефть в стране есть?».
Чиновники тогда отмахнулись и проснулись гораздо позже. В конце 2006 г. Министерство природных ресурсов РФ (МПР) проверило, как нефтяные компании (19 недропользователей, обладающие 35 лицензиями) ведут геологораз-
ведку месторождений Восточной Сибири и Якутии, нефть которых должна пойти в трубу. Оказалось, что в большинстве случаев план либо не выполняют, либо не прописан в лицензионных соглашениях. Правда, МПР должно было бы в большей степени упрекать себя: после ликвидации правила «двух ключей» заключение лицензионных соглашений и контроль за их исполнением перешли в исключительную компетенцию Роснедр. Ведомство, однако, не стало посыпать голову пеплом, тем более, что и компании не без греха. «Роснефть» владела 13 лицензиями в регионе, «Газпромнефть» - пятью (хотя сам «Газпром» список своих лицензий на тот момент не раскрыл). Исключением в докладе МПР назывался один «Сургутнефтегаз», добившийся почти полного исполнения лицензионных соглашений.
Но проверка МПР была только первым звоночком. Настоящее потрясение чиновники испытали нынешним мартом. М. Е. Фрадков1 провел в Нерюнгри совещание, где представители МПР заявили о том, что разведанных в Восточной Сибири запасов нефти хватит лишь для заполнения первой очереди нефтепровода. Причем из 30 млн т 20 должна дать Западная Сибирь. Что же касается заполнения трубы на полную мощность, то расклад в марте был таков. «Роснефть» обещала около 20 млн т, «ТНК-ВР» -максимум 8-9 млн т, а «Сургутнефтегаз» - около 7 млн т. Еще 1 млн т к концу строительства трубы, может быть, подбросит Иркутская нефтяная компания. Словом, МПР подтвердило, что под трубу есть около 40 млн т к 2015 г., и то - при активизации геологоразведочных работ и расширении ресурсно-сырьевой базы. А. В. Дементьев, заместитель министра промышленности и энергетики РФ, на посулы был скупее: обещал 80 млн т к 2020-2025 гг.
Пожалуй, самым резким в Нерюнгри было заявление В. Л. Богданова, главы «Сургутнефтегаза», который разрабатывает якутский Талакан. Он сказал, как отрезал: дескать, нефти в трубу нет.
1 Должности и названия ведомств указаны на время написания статьи -лето 2007 г. К моменту публикации некоторые из действующих лиц, в том числе М. Е. Фрадков и С. М. Вайншток, сменили место работы.
И вот буквально через три месяца после конфуза в Не-рюнгри, где раздосадованный премьер приказал поставить нефтяников «на уши», случилось чудо. Выступая на церемонии сварки тысячного километра ВСТО, глава «Транснефти» С. М. Вайншток заявил, что уже к пуску первого этапа трубы возникнет дефицит ее мощностей. Источники поставок нефти изменились кардинально. На 2009 г. только «Роснефть» дала заявку на 25 млн т, да 2 млн т поставит «Сургутнефтегаз» с Талакана. Да 700-800 тыс. т прокачает Urals Energy с Дульсменского, ну а остальное пойдет с Верхне-чонского месторождения. А. В. Дементьев, сказал, что «нет речи о переброске нефти из Западной Сибири», г-н Вайншток заявил, что оттуда пойдет «разве что чуть-чуть».
Правда, в «Роснефти» «Коммерсанту» не смогли подтвердить факт подачи заявки на 2009 г., а также ответить, намерена ли компания корректировать ранее заявленные планы. Но это детали, мелочи. Они, мягко говоря, лишь слегка не совпадали с новой оптимистической диспозицией, изложенной г-м Вайнштоком.
Что за чудеса случились за три месяца?
География с геологией
Прежде чем двинуться дальше, хорошо бы разобраться в причинах столь необычного разброса оценок. Лауреат Ленинской премии И. И. Нестеров, старейший геолог не только Западной Сибири, чл.-корр. РАН, директор НИИ геологии и природных ресурсов, сказал «ЭКО», что московские чиновники, в том числе самого высокого ранга, принимая решения, тем более политические, впадают в двойной искус. Во-первых, они слишком субъективно обращаются с географией, путая земли Западной Сибири и Восточной. Например, к Восточной легко присоединяют томские месторождения, где добывается около 10 млн т нефти. Или числят за Восточной Сибирью месторождения Ван-корской и Юрубчено-Тохомской зон (ЮТЗ) Красноярского края. Если это так, то ясна основа утверждений о том, что, если нефть и пойдет в трубу из Западной Сибири, то «чуть-
чуть». Но ведь без Ванкора и ЮТЗ о трубе и говорить нет смысла!
Другой искус куда как существеннее. А. Р. Курчиков, директор Западно-Сибирского филиала Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, сообщил «ЭКО»: «Недавно я участвовал в работе крупной международной конференции по энергетике. Там выступали известные руководители федерального уровня, академики. Я с удивлением обнаружил, что многие из них не видят разницы между ресурсами и запасами углеводородов». Факт этой невероятной путаницы подтвердил и профессор Нестеров.
Между тем ресурсы и запасы, как говорят в Одессе, две большие разницы. По этому поводу я попросил И. И. Нестерова устроить небольшой ликбез.
Итак, С3 - это неоткрытые месторождения, прогнозные ресурсы. В их основе- структуры или, как говорят геологи,- ловушки, обнаруженные геофизиками. По многолетней статистике, из 100 ловушек нефть или газ содержит одна, а потому величину ресурсов, по выражению Нестерова, называют, глядя в потолок.
С2 - это уже запасы, но еще неоткрытые. Пробурили ловушку одной скважиной, получили приток нефти и предположили условный контур месторождения. На самом деле он может быть совсем другим, как часто и бывает. Американцы, кстати, считают С2 не запасами, а ресурсами. Наша классификация по категориям не стыкуется со всем миром, но в 2009 г. мы ее унифицируем, к чему следует готовиться.
С1 - приток нефти получен по редкой сетке разведочных скважин. Это уже перспективные запасы. Но здесь одна тонкость, которая, как правило, определяет степень подготовленности С1 к добыче. Суть в том, что, во-первых, сеть геологических скважин редка, разрыв между ними 1-3, а то и 10 км. Эксплуатационники бурят скважины на расстоянии 200-500 м друг от друга. А во-вторых, геологические скважины в большинстве случаев не принимают в качестве эксплуатационных: не тот диаметр или конструкция, много дырок в трубе после испытания пластов и т. д. Ремонтировать такие скважины подчас дороже, чем бурить новые. Эта тонкость, по мнению Нестерова, частенько влияет на достоверность С1 как полноценных запасов.
Посему, чтобы реально говорить о возможностях добычи на месторождении, нужно иметь запасы категории АБ, где «В»-оценка результатов опытно-промышленной эксплуатации месторождения по редкой сетке скважин, и «А» - извлекаемые запасы, живая нефть, которую в любой момент можно подать в трубопровод. В идеале АВ должны равняться С1, но в действительности этого не бывает из-за того, что компании в первую очередь разрабатывают самые лакомые куски залежей, загоняя извлекаемые запасы в неизвлекае-
мые. Чем выше цена нефти на мировом рынке, тем больше уменьшается АВ и увеличивается С1.
Теперь посмотрим, как видят возможности Восточной Сибири разные ведомства. Так, в 2005 г., по данным МПР, ресурсы нефти С1С2 составляли 4,72 млрд т. Однако главными центрами сосредоточения этих ресурсов МПР называло ЮТЗ (т. е. Западную Сибирь) и Талакан-Верхнечонскую зону. Ведомство утверждало, что этих подготовленных запасов хватит для добычи в пределах 30 млн т нефти и около 50 млрд м3 газа в год. Но чтобы довести добычу нефти до 80 млн т к 2020 г., нужно прирастить к запасам еще 1,2 млрд т.
Другую оценку высказал глава «Роснефти» С. В. Богдан-чиков. Ссылаясь на данные все того же МПР, правда, 2002 г., он пишет, что ресурсы Восточной Сибири составляют 11,4 млрд т нефти. В случае подтверждения этих цифр при существующих технологиях можно извлечь 10%. Правда, он не сказал о том, в течение какого периода это случится, какой объем нефти будут добывать в год и особенно - в ближайшее время. Но вскоре г-н Богданчиков этот пробел частично устранил, заявив от имени всех нефтяников, что «возможность заполнения строящегося нефтепровода у недропользователей не вызывает сомнений».
Третью оценку обнародовал в 2005 г. ведущий научный сотрудник Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН д. э. н. А. Г. Коржубаев. По его данным, разведанных в Восточной Сибири запасов нефти достаточно для добычи 40-45 млн т в год. Для доразведки потребуется 14 млрд дол. до 2020 г., и тогда можно добывать до 110 млн т.
Существуют и другие цифры, однако во избежание путаницы не стану их приводить. Ведь каждый эксперт, называя ресурсы и запасы, держит в уме свое понимание категорий-ности. Важнее понять другое: появилась ли за прошедшие два года большая определенность? В начале апреля 2007 г., после заседания в Нерюнгри, ситуацию обсуждала коллегия МПР. Было сказано, что потенциал региона оценивается в 6 млрд т нефти. Что это значит? Здесь лучше сослаться на позицию Сибирского института геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГИМСа) в Новосибирске, который
является головным научным координатором проекта ВСТО. Научный сотрудник этого НИИ А. Герт заявил: «Сырьевой потенциал Восточной Сибири позволяет обеспечить добычу нефти на уровне от 30 млн т в год (на базе уже открытых месторождений) до 50 млн т (с вовлечением еще не открытых, но с большой вероятностью прогнозируемых запасов). Совместная же реализация двух экспортных проектов, то есть годовая добыча до 80 млн т, пока не обеспечивается сырьевой базой Восточной Сибири».
Поясню, что с момента открытия месторождения до начала его промышленной разработки обычно отмеряют 10 лет. Остается гадать, в каких заповедных местах да еще в рекордно короткий трехмесячный срок в «Транснефти» нашли залежи сырья, готовые к означенной дате переполнить новый трубопровод.
Не меньше путаницы и с оценкой эффективности геологоразведки на востоке страны. Так, А. Г. Коржубаев говорит, что она здесь на порядок выше, чем в старых провинциях (правда, непонятно, о чем речь: о Поволжье или Западной Сибири?). Однако СНИИГГИМС в 2005 г. давал другие цифры: стоимость подготовки запасов 1 т нефти в Западной Сибири равна 2,5 дол., тогда как в Восточной Сибири - 4-5,6 дол. А ведь истинная эффективность потянет за собой и величину инвестиций в геологоразведку, и время их окупаемости, и, наконец, пропорции соучастия государства и компаний.
Другая арифметика
Не больше ясности относительно ситуации и на основных месторождениях, причастных к проекту ВСТО. Вот какую информацию удалось добыть из разных источников.
Ванкорская группа. Расположена в Туруханском районе Красноярского края в 150 км западнее Игарки. Граничит с Тазовским районом Ямало-Ненецкого АО. По данным краевой администрации, общие извлекаемые запасы нефти С1С2 составляли 120-180 млн т. Однако, по последним данным «Роснефти», владеющей лицензиями на разработку этой группы месторождений, запасы превышают 400 млн т. Есть более оптимистичная оценка: около 600 млн т, однако степень их подготовленности не детализируется. Об этом можно догадываться по косвенным
данным. К освоению Ванкора приступили два (по другой информации - три) года назад с бурения двух разведочных скважин. Планировали начать добычу в 2007 г., потом в 2008 г. (в сентябре 2008 г. намечалось завершить строительство трубы от месторождений до пос. Пурпе в Ямало-Ненецком АО, откуда нефть по действующему магистральному трубопроводу пойдет до ВСТО). В 2009 г. рассчитывали извлечь 2 млн т. Максимальная добыча в 9 млн т ожидалась на 12-й год освоения месторождений. Первоначальные инвестиции оценивали в 3,5 млрд дол., потом они выросли до 5 млрд дол.
В феврале 2007 г. на Ванкоре побывал полпред президента РФ в Сибирском округе генерал А. В. Квашнин. Он высоко оценил темпы реализации проекта: «Месторождение осваивается на уровне мировых стандартов, с использованием новых технологий, без подхода "любой ценой", но очень динамично и с соблюдением экологических требований».
У И. И. Нестерова на возможности Ванкора иная точка зрения. «По моим данным, - сказал он "ЭКО", - там запасов АВС1 300 млн т. Но бюрократическая хитрость в том, что реальные запасы - С1, а госкомиссия по запасам принимает АВС1».
Юрубчено-Тохомская зона (ЮТЗ). Расположена на юге Эвенкии Красноярского края. Ее называют одной из крупнейших углеводородных провинций России. Суммарные запасы С1С2С3- до 1,2 млрд т. Ежегодная добыча может достичь 50 млн т (по другим оценкам -20 млн т). На этапе опытно-промышленной эксплуатации в 20092015 гг. планировалось добывать 3-5 млн т ежегодно, а выход на промышленную эксплуатацию намечался к 2015-2016 гг. К 2020 г. добыча, еще по планам «ЮКОСа», могла бы достичь 40 млн т.
Эта информация относится к 2006 г. Вряд ли есть нужда комментировать ее особо. Достаточно взглянуть на категорийность запасов и знать, что год назад на самых крупных месторождениях ЮТЗ - Юрубченском и Куюмбинском - было пробурено лишь по несколько разведочных скважин. Пока еще не проложен нефтепровод от ЮТЗ до станции Карабула, откуда нефть должна идти в ВСТО.
Наконец, третье крупное месторождение, способное питать ВСТО - якутский Талакан. Осваивает его «Сургутнефтегаз». В октябре 2006 г. г-н Богданов сообщил журналистам, что «Сургутнефтегаз» готов обеспечить добычу нефти на Талакане в объеме 3 млн т. Правда, он не уточнил, когда компания будет готова это сделать, и добавил, что не планируется вносить изменения в инвестиционную про-
ТОЧКА ЗРЕНИЯ 5 ЭКО №11, 2007
грамму до 2010 г., а ее выполнение будет зависеть от синхронности работ «Транснефти» по строительству ВСТО.
Из этого заявления можно сделать вывод, что 2 млн т талаканской нефти в 1-ю очередь ВСТО, о чем говорил г-н Вайншток, - дело реальное. Однако смущает недомолвка г-на Богданова относительно сроков и нежелание вносить изменения в инвестиционную программу. А как без дополнительных вливаний следовать синхронности работ по строительству ВСТО? Концы с концами здесь не сходятся.
Эти гадания на информационной гуще меркнут перед упрямой и простой арифметикой И. И. Нестерова. По его информации, в Восточной Сибири есть сегодня 800 млн т запасов С1С2, 300 млн т С3. А чтобы в конце 2008 г. дать 30 млн т нефти в ВСТО, нужны запасы категории А. Если следовать нормальной профессиональной логике, считает Иван Иванович, то счет должен быть следующим. При нормальном ежегодном отборе из залежи 3% нужно иметь 3 млрд т запасов А. Для этого требуется бурить не около 10 тыс. м в год, как сейчас, а 3,5 млн м. На этот объем проходки нужно 300 буровых станков и как минимум 250 бригад. Однако «Уралмаш» выпускает в год 3-4 станка, и вместе с остальными российскими заводами 300 станков до 2011 г. сделать не сможет. Их можно купить за рубежом, но - втридорога. Опять же, не хватит бригад. «Мне отвечают, - сказал И. И. Нестеров, - что буровиков перебросят из Западной Сибири. Однако и здесь бурят около 40% от потребности». За годы разброда и шатаний опытные бригады разведчиков почти все разогнали, их нужно комплектовать заново.
Словом, голыми рублями и даже долларами Восточную Сибирь не закидаешь. Что ситуация с профессионалами не просто плоха, а катастрофическая и с каждым годом ухудшается, признает и замглавы МПР А. И. Варламов, который совсем недавно был директором СНИИГГИМСа. Глубину провала уточнил «ЭКО» А. Р. Курчиков, имеющий прямое отношение к обучению студентов Тюменского государственного нефтегазового университета. В 90-е годы исчезло множество геофизических компаний, поскольку свер-
нули геологоразведку. Одна фирма выжила, торгуя не информацией о строении недр, а клюквой. В середине 90-х был период, когда ни один выпускник университета не шел работать по специальности. Сейчас, по словам А. Р. Курчикова, объемы геофизических работ быстро растут, компании завалены заказами на год вперед. Но дефицит специалистов, спрос на которых подскочил кратно, будет ощутим еще годы.
- Так что, - заключил И. И. Нестеров, - за счет одной Восточной Сибири мы не только к 2020-му, но и к 2030-му годам, а, может, и позже не заполним ВСТО.
С этими расчетами и прогнозами И. И. Нестеров не далее как в мае, то есть уже после дебатов в Нерюнгри, выступил на заседании совета в Роснедрах. И, конечно же, остался в одиночестве. Остальные участники заседания заверили, что ресурсов в Восточной Сибири вполне достаточно, и необходимые объемы запасов будут подготовлены. Однако оптимизм остальных участников совещания не стыкуется с позицией СНИИГГИМСа, приведенной выше. Солидарны с ней и другие эксперты, опрошенные «ЭКО». Например, А. В. Шпильман, директор Научно-аналитического центра рационального недропользования при правительстве Ханты-Мансийского АО, сказал «ЭКО»: «Сегодня даже нет точных данных, сколько нефти добывает Восточная Сибирь. Считается, около 1 млн т. Серьезные аналитики приходят к выводу: максимальная добыча может составить 20 млн т; другая оптимистическая оценка - 10 млн. Сроки же выхода на эти объемы зависят от масштаба инвестиций и темпов освоения месторождений».
Наконец, в стороне остается пока коллизия, способная внести существенные коррективы в реализацию проекта ВСТО. До сих пор дискуссия касается в основном ресурсов и степени подготовленности запасов. Однако нефтяные компании ждут сюрпризы на стадии промышленной добычи. Об одном из них рассказал «ЭКО» А. Р. Курчиков. Если в Западной Сибири минерализация подземных вод, которые используются для поддержания внутрипластового давления, составляет 10-25 г на литр, то в Восточной Сибири -
ТОЧКА ЗРЕНИЯ
5*
380-400 г. В этом случае при закачке сопоставимых с месторождениями Западной Сибири объемов подземных вод -пласты соли будут выпадать в осадок. И самый хороший коллектор быстро превратится в монолит, а пласт будет загублен. В России опыта извлечения нефти из высокоминерализованных растворов нет. Более того, эта проблема по многим месторождениям Восточной Сибири даже не рассматривалась.
Конечно, можно не пользоваться технологией поддержания пластового давления с помощью закачки подземных вод, считает А. Р. Курчиков, и коэффициент извлечения нефти с нынешних 30% поднять до 70%. Но для этого придется резко снизить отбор нефти и эксплуатировать месторождения не 30, а 300-400 лет. Правда, в истории России еще не было периода, когда бы нефть, а точнее - нефтедоллары, не требовались здесь и сейчас. Вот и в Восточной Сибири срочно нужно заполнять ВСТО. Значит, опять будут форсировать добычу и портить пласты.
Абстрактные весы министра Трутнева
А как экспортная труба и сопряженные с ней объемы добычи восточносибирской нефти стыкуются с Энергетической программой РФ? Напомню, что по программе предусмотрено добывать в этом регионе до 106 млн т нефти. Два года назад, выступая на энергетическом конгрессе в Новосибирске от имени МПР, А. И. Варламов признал, что задачи «практически невыполнимы, и это ставит под сомнение возможность обеспечения местным сырьем в обозначенные сроки ВСТО».
Правда, г-н Варламов тут же заметил, что поскольку правительство наметило именно эти параметры добычи углеводородов, то СНИИГГИМС подготовил обоснование необходимого финансирования, и меры уже принимаются. Так, если в 2004 г. на геологоразведку в Восточной Сибири и Якутии федеральный бюджет потратил 800 млн руб., то в 2005 г. - уже 1,5 млрд. А к 2020 г. предполагается довести финансирование геологоразведки в этом регионе до 66,5 млрд в год. Достаточно ли будет этих денег, даже если
на минуточку забыть, что надо еще выучить буровиков и геофизиков, сделать сотни станков и много чего другого, а на все на это, кроме денег, требуется элементарное время?..
Вот расчеты СНИИГГИМСа, принятые МПР, о которых упоминал г-н Варламов. Для добычи даже не 106, а 80 млн т нефти к 2020 г. необходимо к имеющемуся 1,1 млрд т прирастить запасы на 1,2 млрд. (Напомню, что И. И. Нестеров говорит о суммарных 3 млрд т). Только на геологоразведку потребуется 17 млрд дол., а для добычи 100 млн т нужно добавить геологам еще 6 млрд. Вот и прикиньте: при курсе даже в 26 руб. за 1 дол. для этого в геологоразведку придется вкладывать ежегодно около 40 млрд руб. Однако МПР намерено выделять из федерального бюджета только 6-6,5 млрд, да и то к 2020 г., а по 25-28 млрд руб. должны выкладывать недропользователи. В сумме выходит вовсе не 40 млрд, а максимум 34, и не сегодня, а через 13 лет.
Но ведь в этом случае отставание с инвестированием будет нарастать как снежный ком! Значит, либо компании должны резко и немедленно увеличить инвестиции в подготовку запасов, либо их дефицит к 2020 г., с учетом катастрофического недофинансирования с момента отмены налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы, о чем поговорим ниже, еще более обострится. Однако можно ли рассчитывать на то, что компании так расщедрятся? Ведь, чтобы добывать 80 млн т в 2020 г., им нужно в подготовку производственной инфраструктуры и технологий вложить, по оценкам СНИИГГИМСа, еще около 80 млрд дол.
Дальше еще интереснее. При заявленных долях вложений в геологоразведку федерального бюджета и компаний чистый дисконтированный доход государства на 1 руб., по расчетам СНИИГГИМСа, составит 8 руб. Весьма прилично! Однако глава МПР Ю. П. Трутнев заявил, что его ведомство намерено добиваться в частно-государственном парнерстве соотношения инвестиций сторон как 10:1. Министр не уточнил, каким образом это сделает, а главное -зачем это нужно, если и так бюджетный рубль, вложенный в геологию, приносит казне ощутимый барыш да еще и обезопасит державу от оскудения запасами углеводородов. Напомню, что и глава МЭРТа Г. О. Греф, и премьер М. Е. Фрадков не раз говорили, что соотношение 1:3 или 1:4 в сотрудничестве государства и бизнеса при создании инфраструктуры весьма благоприятно во всех отношениях.
Однако у МПР относительно Восточной Сибири, видимо, особая позиция.
В 2005 г. наконец-то была принята госпрограмма воспроизводства минерально-сырьевой базы на период до 2020 г. стоимостью 255 млрд руб. А в мае 2006 г., на заседании правительства по ТЭКу глава МПР доложил, что «вырабо-танность балансовых запасов нефти в целом по стране превысила 50%, дебиты упали в два раза». Назвав ситуацию «кризисной», Ю. П. Трутнев главным способом ее преодоления назвал бюджетные меры. Этот шаг выглядел бы вполне логичным, поскольку, по данным МПР, в 2005 г. из 19 млрд руб. на геологию в Восточной Сибири компании вложили только 4,2 млрд, а в следующем - из 20 млрд лишь 6 млрд руб.
Однако С. В. Богданчиков, президент «Роснефти», взглянул на ситуацию с другой стороны. Ссылаясь на данные все того же МПР, он пишет, что федеральная казна инвестировала в этот регион на геологоразведку всего 2 млрд руб., и в 2006 г. пропорции не изменились. Результаты получены соответствующие: в 2005 г. вместо 90 млн т прирастили запасы на 0,8 млн т, а в 2006 г. вместо 108 млн т - всего 15 млн. «Участки недр, выставляемые на аукционы, -пишет г-н Богданчиков, - характеризовались низкой степенью разведанности. Из 31 участка, приобретенных в 2006 г., 26 имели ресурсы категории Д1. И всего пять участков -категорий С3Д1». Кто же прав и как действенны бюджетные меры?
Какой могла бы быть, по большому счету, роль государства в сфере геологоразведки? По мнению А. М. Брехунцо-ва, гендиректора ОАО «Сибирский научно-аналитический центр», государство должно бы искать месторождения, открывать их, готовить проект разработки и выставлять его на аукцион вместе с участком недр. А компания должна заплатить за лицензию и возместить государству затраты на открытие месторождения и разработку проекта. Наверное, у других экспертов есть свои предложения, которые нужно открыто обсуждать. Однако ясно, что не придумано еще весов, на которых можно было бы методом проб и оши-
бок найти некие идеальные пропорции частно-государственного партнерства, поскольку все они, не наполненные конкретным смыслом, будут абстрактными по одной простой причине. В этой сфере многие важные нюансы диктует природа, и просчитать их заранее невозможно.
Из рук в руки
Помимо пассивной позиции государства есть еще несколько хронических причин, затянувших подготовку месторождений к разработке.
Ванкор после открытия несколько лет был, можно сказать, бесхозным. В 1993 г. лицензию на добычу выиграло СП «Енисейнефть», полноценная «дочка» «Роснефти». Робкое освоение началось только года три назад бурением двух разведочных скважин. Официально медлительность объясняется неопределенностью с транспортом нефти. Северный вариант: через порт Диксон, ледоколами до Мурманска, а оттуда танкерами в Европу - был сложен технически и рискован экологически. В конце концов от него отказались. И только летом 2005 г. «Роснефть» и красноярская администрация решили перегонять нефть Ванкора на юг, к Пурпе, до магистральной трубы «Транснефти». По программе развития Нижнего Приангарья промышленное освоение Ванкора намечали на 2005-2008 гг., а пика добычи, как говорилось выше, планировали достичь на 12-й год освоения. Теперь же, судя по заявлениям высокопоставленных чиновников, сроки, вероятно, будут форсировать. А подобное обращение с недрами рано или поздно даст не слишком благоприятные результаты.
На эту мысль наводит возникшее в начале 2005 г. новое обстоятельство. Ванкор приглянулся «Газпрому», и монополия заявила о намерении вложить в геологоразведку и освоение 76 млрд руб. Казалось бы, радоваться надо, однако красноярский губернатор А. Г. Хлопонин деликатно заметил, что «возникающий риск мы захеджировали через подписание аналогичного с "Роснефтью" соглашения о сотрудничестве с "Газпромом"». Похоже, шаг оказался дальновидным, но недостаточным.
Вот Юрубчено-Тохомская зона (ЮТЗ). Открыта в 80-х годах прошлого века. А потом около 10 лет тянулся мертвый сезон. И только в середине 90-х лицензии распределили по разным компаниям: «Восточно-Сибирская нефтегазовая», «Славнефть», «Восточная нефтяная компания», «Сибнефть» и конечно «Газпром». Почти сразу акции компаний вместе с лицензиями стали переходить из рук в руки. Если опустить промежуточное перераспределение активов, к 2005 г. они, в основном, сконцентрировались у «ЮКОСа» и «Славнефти». Но уже в 2006 г. Куюмбу принялись азартно делить «Сибнефть», купленная «Газпромом» (вот он, пример риска), и «ТНК-ВР». Опять все замерло до выявления победителя.
Но самые лакомые куски, Юрубченское и Тохомское месторождения, на 70% принадлежали «ЮКОСу», акции которого к тому времени уже были арестованы. И здесь все работы застопорились до появления нового владельца, которым стала «Роснефть». Никакого продвижения не было и со строительством трубопровода от месторождений на юг, до Карабулы и далее, до Нижней Поймы, где нефть ЮТЗ должна вливаться в ВСТО. А протянуть трубу по этим местам - это не прогуляться по московскому кольцу бульваров.
Вот подноготная Талакана, третьего крупного месторождения восточного проекта. Открыт в 1987 г., но в перестройку государству позарез нужны были живые нефтедоллары, а не журавль в промороженных якутских недрах. Только в 1993 г. Республика Саха на свои кровные сделала доразведку, утвердила запасы, но лицензию на освоение выставили в 2001 г. Итоги первого аукциона аннулировали, поскольку «дочка» «ЮКОСа» не выполнила обязательства, и лишь в 2003 г. Талакан достался «Сургутнефтегазу». На середину 2006 г., по информации «Эксперта», пробурено 30 скважин (сколько из них разведочных и сколько эксплуатационных - не уточняется). Планировали, что в 2008 г. добудут 4 млн т нефти, но большая часть запасов не доведена до промышленных категорий.
Оптимизма властям республики и нефтяникам прибавило то, что трасса ВСТО переместилась на 400 км севернее
Байкала. Теперь труба пройдет куда как ближе к Талакану и другим якутским залежам (числом около 30). Однако расположены они в зоне вечной мерзлоты и разведаны едва ли на пятую часть. Чтобы в обозримое время начать разработку, нужно вкладывать в геологоразведку не по 1,5 млрд руб. ежегодно, как сейчас, а минимум по 10 млрд. В прошлые годы бюджет республики выделил на эти цели 400 млн руб., да еще 1 млрд - недропользователи. Но вот расщедрится ли государство на дополнительные инвестиции или будет добиваться желанной пропорции 1:10?
Пружина сжимается
Вокруг Талакана уже несколько лет сохраняется интрига с участием партнеров-соперников: «Роснефти» и «Газпрома». Дошло было до подписания тройственных соглашений организовать консорциум не только для добычи углеводородов, но и создания единой системы газоснабжения Восточной Сибири и Якутии. Но потом все касаемое второй части намерений застопорилось, а вот надежды поучаствовать в добыче талаканской нефти, кажется, остались. Хотя «Сургутнефтегаз» аналитики и называют лояльным Кремлю, время от времени появляются слухи, что некая компания не прочь присоединить его к своим владениям. Вот и в начале августа «Коммерсанту» стало известно, будто В. Л. Богданов объявил топ-менеджерам о смене фактического собственника компании, а сам он якобы останется в «Сургутнефтегазе» минимум до Нового года.
Как видите, даже короткие биографии основных месторождений, привязанных к проекту ВСТО, богаты на драматические сюжеты. Основные - передел активов с помощью административного ресурса. Разгром «ЮКОСа» сбил темп подготовки запасов к промышленной разработке ЮТЗ. «Инвестиции в эти месторождения были приостановлены, -говорил в 2005 г. красноярский губернатор Хлопонин, -а геологоразведку вел только "ЮКОС". Мы сомневаемся, хватит ли у преемника "ЮКОСа" сил». И через год ситуация на ЮТЗ была еще заморожена, ждали, кто станет новым владельцем лицензий. Талакан достался «Сургутнеф-
тегазу» в 2004 г., но почти одновременно «Сибнефть» получила «черную метку» о неуплате налогов.
Владельцы и акционеры нефтяных компаний анализировали эти факты на фоне предвыборного монолога президента В. В. Путина: мол, нынешние собственники всего лишь менеджеры, нанятые народом, которых тот же народ в любой момент может и попросить. В мае 2006 г. журналисты спросили К. Г. Андросова, замглавы МЭРТа: верно ли, что после дела «ЮКОСа» на Запад убежало столько денег, сколько собрано в Стабфонд? На что г-н Андросов ответил: «По статистике ЦБР видно, что в 2004-2005 гг. темпы оттока возросли. В большинстве своем это доходы не корпораций, а физических лиц». Тех самых менеджеров, нанятых народом?
«Черная метка» «Сибнефти» трансформировалась в супервыгодную для ее акционеров продажу «Газпрому», но вскоре возник другой сюжет. В прошлом году Росприроднадзор выявил нарушения на 11 лицензионных участках «Лукойла» в Коми. МПР тогда утверждало, что эта компания оказалась первой по очереди, а претензии есть почти ко всем. Это сущая правда, как правда и то, что одни компании отделываются предупреждениями, а другие лишаются лицензий, поглощаются полностью или частично.
А вот как карта ляжет - это никому не ведомо, кроме дирижеров.
Владельцы «Лукойла», прекрасно зная тайные пружины мизансцен, до поры до времени терпели, но в 2006 г. объявили себя глобальной компанией, хотя она и до того присутствовала в разных районах мира. Например, в Казахстане, куда инвестировала 4 млрд дол. Вот как В. Ю. Алекперов, глава «Лукойла», обосновал экспансию в эту страну: «Казахстан - это стабильность, предсказуемость, это четкая программа действий, которая утверждена президентом. Главное - создана система, которая позволяет инвестору чувствовать себя уверенно и комфортно». А ведь в Казахстане не самый демократический режим...
Слов нет, чтобы отечественная компания уверенно развивалась дома, она должна работать и в других странах,
однако все дело в приоритетах. Чтобы разбурить свои остаточные запасы в месторождениях Ханты-Мансийского АО, «Сургутнефтегазу», по оценкам, понадобится 18 лет, а тому же «Лукойлу» - 71 год. Авторы отчета Научно-аналитического центра рационального недропользования при правительстве ХМАО, приводя эти факты, считают: компании, которым на это дело потребуется более 50 лет при нынешних темпах бурения, должны задуматься о своих возможностях использовать запасы нефти. А уж потом, дополню я аналитиков, инвестировать за рубежом.
На подобные события богат и нынешний год. Не успев, с убытками для себя, отдать в мае под контроль «Газпрома» Ковыкту, «ТНК-ВР» вынуждена была на паритетных началах с «Роснефтью» делить Верхнечонское нефтегазокон-денсатное месторождение, нефть которого тоже должна питать ВСТО. Причем «Роснефть» весьма неохотно согласилась на такой вариант раздела. Наконец, в мае 2007 г. следователи МВД предъявили президенту «Русснефти» М. С. Гуцериеву и трем его «топам» обвинения в «незаконном предпринимательстве, сопряженном с извлечением дохода в особо крупном размере», и в начале августа арестовали все акции компании. А в июле было объявлено, что опальную компанию покупает владелец «Русала» О. В. Дерипаска.
Что должны думать владельцы и акционеры компаний, имеющих лицензии на разведку недр Восточной Сибири, чуть ли не каждый день читая подобные сюжеты в газетах и наблюдая, как на оперативном сибирском просторе действуют две госкомпании: «Роснефть» и «Газпром»? Вряд ли стоит ожидать от них щедрого дождя инвестиций в освоение новых месторождений. Чаще всего эти компании зримо или тайно фигурируют в сюжетах с разделом активов или поглощением, не скрывая своих амбиций. В апреле 2007 г. «Роснефть» сообщила, что вышла на первое место в мире по балансовым запасам жидких углеводородов. Однако рынок реагировал на новость прохладно, для него важнее, сколько компания добывает и эффективно ли продает. А в июле, на годовом собрании акционеров «Газпрома», зам-
предправления монополии А. Ананенков заявил о стремлении вывести «Газпромнефть» в число мировых лидеров нефтедобычи.
Таким образом, соглашение о сотрудничестве, подписанное двумя госкомпаниями в декабре 2006 г., больше похоже на меморандум о соперничестве. Во всяком случае -в сфере нефтедобычи.
Очень сомнителен шанс сотрудничества госкомпаний и в газовой сфере. Хотя на упомянутом годовом собрании акционеров говорилось, что «Газпром» будет участвовать (на каких правах? сколь активно?) в развитии четырех центров добычи и переработки газа на востоке страны, однако приоритеты компании, думается, другие. Она наконец-то приступила к освоению Бованенковского месторождения на п-ве Ямал. Событие оттягивалось с 80-х годов прошлого века, а ведь на очереди Харасавей и другие месторождения полуострова. Суммарно проекты тянут под 100 млрд дол., и восточные дела вряд ли могут с ними конкурировать. К тому же начинается освоение Штокмана...
Е. Г. Ясин обращает внимание на то, что приличная доля заемных средств «Газпрома» и «Роснефти» идет на приобретение новых активов, в том числе - непрофильных, а вот инвестиции в основной капитал невелики. «Это, - считает экономист, - какой-то своеобразный политический бизнес, в котором рентабельность, прибыльность не играет роли». Скорее всего, две госкомпании и дальше будут развивать экспансию по разным направлениям, и в этом случае их интересы в Восточной Сибири станут пересекаться все чаще. При этой странной конкуренции почувствуют ли себя лучше частные компании? Весьма сомнительно. Скорее всего, их риски только приумножатся.
Без руля и без ветрил
На перманентный передел активов наложилось еще несколько негативных факторов. На фоне высоких мировых цен темп роста добычи нефти в России с 8-11% рухнул до трех в 2005 г., а в 2006 г. и вовсе скатился почти до
нуля2. Главной причиной невиданного доселе казуса аналитики называли стремление государства во что бы то ни стало побороть инфляцию, и оно не придумало ничего лучше, как изымать у нефтяников 84-95% доходов. Конечно, компании сократили инвестиции в инфраструктуру, обновление оборудования и геологоразведку. Но если в 20012004 гг. компании, подконтрольные фингруппам («Сибнефть», «ТНК» и «ЮКОС») почти удвоили добычу, то госкомпании («Башнефть», «Татнефть» и «Роснефть») увеличили ее только на 18%. Объяснение все то же: последние в разы меньше инвестировали в добычу.
Ситуация ухудшалась по нескольким направлениям. В 2002 г. отменили налог на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ). А напрасно, поскольку он был целевым, и компании за его счет вели геологоразведку. Если они это не делали - средства пропадали. Надо сказать, что любое изменение в налоговой системе сказывается не сразу. Особенно - в такой инерционной сфере, как геологоразведка. В ХМАО, по словам А. В. Шпильмана, после провальных 90-х с помощью ВМСБ в 2000 г. только приблизились к нормальному воспроизводству запасов нефти. «Но в Москве, - сказал он "ЭКО", - кто-то посчитал, будто запасов достаточно, и государству тратиться на это не следует. Компании, мол, сами справятся».
Не справились. Если в 2000 г. в округе пробурили около 1 млн м разведочных скважин и прирастили 200 млн т запасов С1С2, то после замены ВМСБ налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ) проходка рухнула до 350300 тыс. м, а прирост запасов - до 50-60 млн т. Можно закрыть глаза на то, как изменение налогового законодательства влияет на положение нефтяников в Западной Сибири. Но и там, и в Восточной Сибири работают одни и те же компании. Как прикажете им при столь негативных обстоятельствах разрываться на два фронта?
Однако глава МПР Ю. П. Трутнев недавно объявил, что его ведомство добилось перелома: в прошлом году, мол, при-
2 Прогнозируемые темпы прироста объемов добычи российской нефти в 2010 г. приведены в «ЭКО» (2007. №10. С. 3).
рост запасов впервые превысил добычу нефти. «Все это бумажные дела, - комментирует г-н Шпильман. - Представьте, в недрах есть 100 млн т, а коэффициент извлечения нефти 0,2. Значит, можно добыть 20 млн т в год. Но если при этом прирост запасов не восполняет добычу, вы меняете коэффициент в соответствующую сторону - и все в порядке. Правда, к реальному положению дел это не имеет отношения»3.
Отменяя налог на ВМСБ, правительство большие надежды связывало с введением НДПИ. Однако сравнивать эти два налога, по мнению А. В. Шпильмана, нельзя, они совершенно разные. Все равно что подоходный и налог на прибыль. К тому же в 2005 г. был принят новый порядок разграничения доходов и расходов между федеральным центром и регионами, по которому 95% НДПИ прямиком уходило в Москву, в Стабфонд, а на местах оставались жалкие 5%. Тем не менее какие-то иллюзии компании связывали с принятием поправок в законодательство о дифференцировании ставок НДПИ для новых и слишком выработанных месторождений, а также налоговых каникул для Восточной Сибири и Дальнего Востока. К. Г. Андросов, замглавы МЭРТа, ссылался, например, на аргументы «ТНК-ВР». Имея лицензию на разработку Верхнечонского месторождения, компания медлила, объясняя это тем, что дело нерентабельное. «Однако, - говорил г-н Андросов, - компания заверила нас, что с появлением налоговых льгот они смогут начать освоение».
Правда, чиновник признавал, что даже со льготами рентабельность разработки месторождений Восточной Сибири при отсутствии инфраструктуры невысокая. «Мы, - говорил он, - заложили среднюю долгосрочную цену на нефть марки Urals 52 дол. за баррель и рентабельность в районе 12%. При масштабе капвложений, исчисляемых миллиардами долларов, этот запас прочности не выглядит чем-то экстраординарным».
Многозначительное признание...
3 Предлагаю читателям с учетом этого комментария оценить радостный доклад МПР, что, дескать, прирост ресурсов углеводородов категории Д1 по стране в 2005 г. составил 4,2 млрд т.
Тем не менее налоговые каникулы сказались бы благотворно, ведь НДПИ - самое увесистое фискальное бремя. Однако наша беда в том, что финансовые инструменты даже в руках одного ведомства не бьют в одну точку. Например, вся региональная доля этого налога тюменских нефтяников идет на «Содружество», программу трех субъектов Федерации, развивающую все элементы инфраструктуры. Дело, безусловно, благое, однако зачем же пускать на это средства, по идее предназначавшиеся для геологоразведки?
Вот другая коллизия. Первый квартал 2007 г. преподнес нефтяникам сюрприз, который прозвали «ножницами Кудрина». Оказывается, Минфин РФ рассчитывает экспортные нефтяные пошлины, исходя из цен квартала, предшествующего расчетному. Так вот, в III квартале 2006 г. нефть была рекордно дорогой, в IV подешевела, а пошлины резко выросли. И в «ТНК-ВР» чистая прибыль упала втрое, в «Лукойле» составила 1,04 млрд дол. против 1,62 млрд дол. за аналогичный период 2005 г., в «Сургутнефтегазе» -2,95 млрд руб. против 27,3 млрд и т. д. В I квартале 2007 г. положение улучшилось не сильно. К этим процессам присоединился еще один. В 2005 г. цена приобретения лицензионных участков в Восточной Сибири превышала стартовую в 6,5 раз, а в 2006 г. - уже в 16 раз. Если сказать, что львиная доля лицензий досталась «Роснефти», то кто по вашему подогревает ажиотаж.
Словом, крупнейший даже по мировым меркам проект реализуется в соответствии с отечественной традицией «куда кривая вывезет». А ведь красноярский губернатор А. Г. Хлопонин по всем классическим канонам отладил управление программой развития Нижнего Приангарья, которая, кстати, вобрала и Ванкор, и ЮТЗ. Но Красноярск Москве не пример и тем более - не указ! По поводу подобной ситуации однажды высказался д. э. н. В. В. Косов, наш старейший экономист, долгое время работавший членом коллегии Госплана СССР, а в последние годы - профессор Высшей школы экономики. «Я знаю лично многих людей в экономических ведомствах, в правительстве, - сказал он, - ценю и уважаю их как специалистов. Но взятые вмес-
те, они вытворяют такое, что я часто понять и осмыслить не в состоянии». Этот диагноз, по моему, подходит и к управлению проектом ВСТО. Хаос даже под брендом стабильности остается хаосом и осмыслению не поддается. Непонятно только, в каких просторах растворилась вертикаль власти.
Нечаянная радость: в июне у нашего проекта появился куратор: вице-премьер С. Е. Нарышкин! Этот факт обнародован 28 июля, попутно, в связи с назначением г-на Нарышкина еще и председателем совета директоров Объединенной судостроительной корпорации. Кроме того, вице-премьер возглавляет добрый десяток важных правительственных комиссий, отвечает за экономические связи в СНГ и т. д. и т. п. Говорят, что г-н Нарышкин удивительно работоспособный человек. Но ведь и его на все про все не хватит. Да и не оскудела российская земля талантами, но может быть, скамейка запасных в Кремле коротка?
А знают ли об этом назначении участники проекта? Ведь событие прошло тихо, если не сказать - тайно. К примеру, Франклин Рузвельт, с которым нынче принято сравнивать действующего российского президента, кандидатуру руководителя правительственной корпорации, которой предстояло реализовывать программу развития долины реки Теннесси, вынес на утверждение конгресса США вместе с самой программой. Что-то я не припомню дебаты в нашем парламенте вокруг ВСТО и кандидатуры его куратора.
Между тем значение ВСТО и освоение причастных к нему месторождений не стоило бы принижать. Этот проект можно и нужно состыковать с программой развития Дальнего Востока и использовать как рычаг освоения всех земель за Уралом, которые наши эксперты уже называют Русской пустошью. По расчетам С. Б. Чернышева, известного специалиста в области управления, удельный съем валового продукта на сибирской территории в 20 раз меньше, чем в среднем по миру. А если, пишет он, сопоставить со странами «восьмерки», то мы хозяйствуем в 340 раз бездарнее Германии и в 480 раз - Японии. Это - во всей Сибири, в Восточной может оказаться еще бездарнее!
Неровен час, предупреждает г-н Чернышев, мир предъявит нам претензии: либо сами умело используйте данное Богом во благо всего человечества, или мы вам поможем.
Требуются незашоренные мозги
Раньше на каждый метр пробуренной скважины геологи приращивали в среднем по стране 400-500 т запасов нефти, а теперь - только 120-130 т. Приводя этот факт, академик А. Э. Конторович видит причину в том, что геологоразведка гораздо меньше обеспечена научным сопровождением. Его коллега, профессор Р. М. Бембель в принципе согласен с этим диагнозом, а вот дальше мнения ученых расходятся. Если академик А. Э. Конторович усиленное научное сопровождение видит в рамках ныне господствующей парадигмы, основанной на теории органического происхождения углеводородов, то профессор Бембель уверен, что причина низкой эффективности геологоразведки кроется как раз в приверженности к ней. Пора, считает он, переходить к другой, геосолитонной концепции, одним из авторов которой профессор Бембель и является. Хотя «ЭКО» подробно писал об этом в июльском номере, я попросил профессора с его позиций прокомментировать подход к изучению недр в Восточной Сибири.
- В конце мая - начале июня, - рассказал Р. М. Бем-бель, - в Ханты-Мансийске была конференция геофизиков, на которой он и председательствовал. В числе других обсуждались новые результаты полевых исследований в Эвенкии и Якутии, где работают подразделения ханты-мансийского холдинга. Исследования, кстати, финансируют власти этих регионов.
Ханты-мансийские геофизики показали материалы, которые доказывают: огромные запасы углеводородов, исчисляемые сотнями миллиардов тонн, содержатся в рифее Восточной Сибири. Это твердые метаморфизованные сланцы, возраст которых - от 600 млн до 1 млрд лет, и простираются они на глубину до 15 км.
* * *
Какие выводы напрашиваются из всего сказанного? При обилии цифр остается непонятным, существуют ли в природе объективные данные о состоянии разработки месторождений, нефть которых должна заполнить трубу. Те турбулентные потоки информации, которые опутывают вертикаль власти, равным образом годятся и для победного рапорта, и как повод поставить всех на уши.
Безусловно, сама по себе идея отойти от Западной Европы как единственного импортера нашей нефти и параллельно экспортировать ее на быстро растущие рынки АТР - стратегически верна. Допустим, однако, что сырья новых -красноярских и восточносибирских - месторождений не хватит, чтобы в срок дать в трубу 80 млн т. И что тогда? Поворачивать часть потока нефти, идущей сегодня на запад, в восточном направлении?
Тут, однако, всплывают два существенных обстоятельства. Во-первых, в 2009 г. ХМАО, как сказал «ЭКО» А. В. Шпильман, выходит на пик добычи, а потом начнется ее падение. Во-вторых, будет ли Россия располагать достаточными объемами нефти, свободными от долгосрочных контрактов на экспорт в страны Западной Европы, которые в этом случае можно будет продавать АТР? Да ведь и на внутреннее потребление нужно оставить. Что-то я не встречал анализа такого разворота событий. Но если так и произойдет, полупустая труба и убытки, которые, в связи с этим, понесут казна и компании, будут меньшим злом в сравнении с потерей престижа России, не сумевшей выполнить обязательства по экспорту нефти и на запад, и на восток, хотя в недрах ее хоть отбавляй.
Эти соображения заставляют детальнее посмотреть, какие процессы идут в нефтяной отрасли Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого округов, где добывается около 70% нефти страны. Об этом - в следующем номре «ЭКО».
