Аналитики сулят непростые времена традиционным поставщикам дорогих углеводородов, прежде всего России. Чтобы не быть выдавленными с рынка новыми производителями и избежать падения темпов роста ВВП, необходим жесткий расчет экономической эффективности нефтегазовых проектов с точной оценкой рисков

section class="box-today"

Сюжеты

Нефть:

Региональное измерение большой нефти

Полимер с вами

/section section class="tags"

Теги

Нефть

Нефтяная отрасль

Долгосрочные прогнозы

Энергетика

Наука

Финансовая система России

Мировые финансы

/section

Россия заявила о себе как о серьезном игроке на рынке прогнозов развития мирового ТЭКа. В канун майских праздников прошел форум «ТЭК России в XXI веке». Его центральным событием стала презентация нового выпуска «Прогноза развития энергетики мира и России до 2040 года», подготовленного Институтом энергетических исследований Российской академии наук (ИНЭИ РАН) и правительственным Аналитическим центром (АЦ).

До появления первого подобного прогноза в 2012 году двумя самыми авторитетными источниками энергетического прогнозирования считались Международное энергетическое агентство (МЭА) и Energy Information Administration (EIA) — информационное агентство при министерстве энергетики США; отчасти их дополняли корпоративные форсайтные сценарии компаний, к примеру Shell или BP, исследования Statoil. По словам президента ИНЭИ РАН и научного руководителя «Прогноза-2014» академика Алексея Макарова , совместная деятельность его института и АЦ «без ложной скромности позволяет говорить, что появился третий центр мирового значения прогнозирования развития энергетики». Необходимость собственных глубоких исследований обострилась в результате глобального кризиса, который сопровождался резкими скачками цен на углеводороды, в результате чего произошли заметное замедление роста спроса и обострение конкуренции на традиционных энергетических рынках. «У нас уже был прецедент пренебрежения прогнозным анализом, — говорит академик Макаров. — Как бы дико это ни звучало, Советский Союз — крупнейший тогда производитель энергоресурсов в мире и второй по их потреблению — никогда не делал собственных регулярных прогнозов. В результате страна оказалась не готова к изменению конъюнктуры мировых нефтяных рынков в середине 1980-х, которое привело к обвальному падению экспортных доходов СССР и в итоге забило кол в его могилу». Сейчас, когда новые технологии, прежде всего в добыче сланцевых углеводородов, и выход на рынок новых производителей перекраивают международную торговлю топливом в неблагоприятном для России направлении, нам как никогда, считает Макаров, нужны глубокие исследования возможных турбулентностей мировых энергетических рынков и разработка регулярных прогнозов мировой энергетики на собственной исследовательской базе.

На пределе бюджетного маркера

Предыдущие два выпуска «Прогноза» аналитиков АЦ и ИНЭИ показали реальную потребность в наличии собственного видения развития мировой энергетики, и сейчас эти документы уже используются не только в научных, но и в прикладных исследованиях для выработки государственных и корпоративных стратегий. Эти работы сразу же были признаны и зарубежными профессионалами, год назад присудившими авторам «Прогноза» первую премию Мирового энергетического совета в области сценарного прогнозирования.

figure class="banner-right"

figcaption class="cutline" Реклама /figcaption /figure

Почему анализ конъюнктуры внешних рынков становится критически важным для России именно сейчас? По данным руководителя отдела развития нефтегазового комплекса России и мира ИНЭИ РАН и руководителя проекта «Прогноз» Татьяны Митровой , доля доходов от нефти и газа в федеральном бюджете выросла с 9% в 2000 году почти до 50% в 2013-м, причем произошло это не за счет повышения эффективности деятельности по всей цепочке поставок углеводородов, а в результате резкого скачка цен на них. Начавшись в 2004 году, этот ценовой подъем и потянул за собой большую долю из семипроцентного годового роста ВВП страны, происходившего в течение нескольких лет. Сейчас зависимость от экспорта при почти не меняющихся объемах добычи углеводородов только нарастает, в то время как оздоравливающее влияние отрасли на экономику становится все менее заметным и страна все очевиднее впадает в рецессию. С другой стороны, утверждает Татьяна Митрова, внешние вызовы грозят устойчивому развитию и самого нефтегазового сектора: вероятность стагнации мировых цен и объемов российского экспорта углеводородов только растет. Поэтому два сценария прогноза из трех, «Базовый» и «Новые производители», выглядят весьма пессимистично, а надежду на рост дает только сценарий «Другая Азия». Какие же это угрозы?

В первую очередь угрозу представляет не только возможное снижение, но даже и простое прекращение роста цен на нефть. Российский бюджет формируется сейчас из расчета 97 долларов за баррель (цена июньских фьючерсов на североморскую нефтяную смесь марки Brent Crude Oil в первой декаде мая составляла около 108 долларов за баррель, а на легкую нефть марки WTI примерно 100 долларов за баррель). «Наш анализ фундаментальных факторов показывает, — рассказывает Татьяна Митрова, — что в базовом сценарии с учетом расширения добычи нефти в различных регионах мира цены на нее в реальном выражении (постоянных долларах) сохранятся на уровне 95–100 долларов в 2020 году, то есть на пределе нашего бюджетного маркера. Позже они стабилизируются на уровне 103–106 долларов, а к 2040 году достигнут 110–115. То есть не ожидается ни их бурного роста, ни критического падения. Но нужно понимать — и это крайне неприятно для нашей страны, — что в случае сценария масштабного выхода на рынок новых производителей нефти (Иран, Ирак, Бразилия) эти более дешевые поставщики постепенно выдавят с рынка часть объемов дорогого сланцевого сырья, добываемого в США, и традиционного российского. Для нас это означает сокращение к 2040 году нефтяного экспорта на 50 миллионов тонн в год (в 2013 году он снизился на 1,4 процента, до 236,6 миллиона тонн)».

Не покинут Россию в ближайшие двадцать лет и нарастающие проблемы с газовым экспортом: в базовом сценарии он стагнирует в европейском направлении, падает в СНГ и медленно увеличивается на востоке. По данным «Газпрома», в 2013 году мы прокачали за границу около 220 млрд кубометров трубопроводного природного газа и вывезли примерно 10 млн тонн сжиженного (на это пошло еще 14 млрд кубометров природного) на 67,2 млрд долларов, при этом средняя экспортная цена составила 381 доллар за 1000 кубометров, снизившись за год на 2%. Агрессивный же выход на рынок новых поставщиков газа (по сценарию «Новые производители» это прежде всего Иран, Австралия и Восточная Африка) на фоне вялого спроса в Европе грозит в итоге не только уронить цены на европейском и азиатском рынках на 50–60 долларов за 1000 кубометров, но и на 70 млрд кубометров сократить экспортную нишу для нашего сырья к 2040 году даже по сравнению с базовым сценарием. Если это кого-то утешит: 45 млрд кубометров потеряют и американцы, но в отличие от нас — только от своих возможных в будущем экспортных поставок (сейчас с точки зрения глобального рынка они близки к нулю), оцениваемых в 140 млрд кубометров ежегодно к концу рассматриваемого периода.

По словам Татьяны Митровой, в базовый сценарий зашита и не радующая динамика энергосбережения. Сорокапроцентное снижение энергоемкости отечественного ВВП откладывается с провозглашенного несколько лет назад правительством 2020 года по меньшей мере на 15 лет: «Если нет нормального экономического роста и замораживаются цены на энергоносители, нет инвестиций, то кто, собственно, будет вкладывать деньги в энергосбережение сейчас?»

Нежные объятия Поднебесной

Есть и утешающие прогнозы, хотя их исполнение лежит уже за горизонтом 2025 года. В основе оптимистических моделей две прикидки. Первая: спокойный с точки зрения предложения газовый рынок к 2035 году начнет превращаться в дефицитный из-за растущего спроса в электроэнергетике, а также падения уровня добычи основных месторождений и сланцевых плеев, в результате чего сам газ подорожает, что значительно увеличит спрос и на более дорогое российское сырье. Причина второй благоприятной новости лежит в основе сценария «Другая Азия», который предсказывает нашей стране рост экономики к концу рассматриваемого периода в 2,7 раза (примерно с 1,5 трлн долларов до 4 трлн) по сравнению с 2,2 (до 3,2 трлн) в базовом сценарии. Дело в том, утверждает академик Макаров, что после 2025 года Китай, а позднее и Индия, то есть страны, где уголь играет исключительную роль в энергобалансах, в потреблении выходят далеко за пределы его собственной добычи. Запасов своего угля хватает, но для наращивания его добычи, о возможности которой говорится, в частности, в отчетах МЭА, этим странам пришлось бы превратиться в один большой угольный разрез. Это означает, что им придется в том числе брать больше российских ресурсов, того же угля, и отчасти замещать его нашим же газом. Мы можем оказаться, говорит Татьяна Митрова, в нежных, но чрезвычайно крепких объятиях Поднебесной: китайцы будут вынуждены переводить часть своей тяжелой, энергоемкой промышленности на российский Восток, покупая здесь акции российских предприятий, инвестируя в новые промышленные и логистические центры, формируя с нашими энергосырьевыми грандами территориально-производственные комплексы. На фоне ведущихся разговоров об интеллектуальной экономике и инновационном прорыве прогноз о возможности многократного увеличения в России числа предприятий с китайским капиталом именно на начальных стадиях технологической переработки, служащих более тонкой китайской экономике, звучит не так уж привлекательно. Утешает, что с такой политикой Китая придется смириться не только нам, но отчасти и другим странам и, по предположению ученых ИНЭИ, даже США. Как бы там ни было, процесс этот активизируется у нас после 2025 года, и в результате огромная территория восточной части России — от Приполярного Урала до Якутии и Сахалина — получит опережающее по сравнению с другими регионами страны развитие, а ее ВРП к 2040 году утроится.

Что касается глобального энергопроизводства, то аналитики ИНЭИ и АЦ с некоторыми оговорками считают, что прилично прибавят возобновляемые источники энергии (ВИЭ). На их долю — без учета гидроэнергии, но с учетом биотоплива — придется 15% мирового энергопотребления и 12–13% выработки электроэнергии (сейчас около 11 и 4%). Рост должен произойти и в силу удешевления технологий, но прежде всего благодаря колоссальным государственным вливаниям и преференциям. В институте обещают сделать более тщательный анализ состояния и будущего ВИЭ хитом «Прогноза» следующего года. Для этого потребуется провести большую полевую работу, так как в отличие от нефтегазовой отрасли статистика по возобновляемым ресурсам разрозненна, тема заидеологизирована, а источники противоречат друг другу. Как рассказывает Татьяна Митрова, «хотя многие говорят о снижении удельных затрат, мы, пытаясь разобраться, что происходит с сопоставимыми цифрами, беря в расчет в том числе инфляцию и собирая для этого корректную статистику, уже сейчас понимаем, что по отдельным видам ВИЭ эти затраты на самом деле растут, и растут прилично». Использование же ВИЭ в России удвоится, прежде всего за счет биотоплива и отходов, но их роль в энергетике останется очень небольшой.

Сохранится в мире и безусловное доминирование углеводородов, на них придется более трех четвертей потребления первичной энергии. Не последнюю роль в этом, в том числе в значительном увеличении доли газа в глобальном энергобалансе, играет растущая электроэнергетика, причем даже в развитых странах, где удельное энергопотребление в целом падает. Электроэнергия как самый удобный в потреблении вид энергии станет все больше вытеснять в конечном потреблении другие ее виды, к примеру те же автомобильные нефтепродукты.

Таблица:

Доля российских поставок на европейском рынке от общего потребления (%)

Очевидно, что углеводородному преобладанию способствует и пресловутая сланцевая революция, отодвинувшая популярную еще несколько лет назад тему исчерпания доступных энергоресурсов на несколько десятилетий. В том числе благодаря нетрадиционным углеводородам аналитики не ожидают ни слишком высоких, ни экстремально низких цен на рынках нефти и газа в целом. «Внезапный» рост добычи нетрадиционных нефти и газа, прежде всего, конечно, сланцевых, показал в свое время неготовность нашей углеводородной элиты к адекватной оценке угрозы и ее возможного влияния на их собственное благополучие. Всего четыре года назад министр энергетики России заявлял, что производство сланцевого газа не повлияет на глобальный энергорынок и что разговоры о нем вызывают лишь «ненужный ажиотаж». Если первый тезис был проявлением очевидной недальновидности, то для упоминания «ажиотажности» имелись основания. В частности, отчетность того же МЭА и EIA с чересчур благоприятными прогнозами запасов, стоимости добычи нетрадиционных углеводородов создавала искаженное представление о грядущем масштабном изменении на энергетических рынках в целом, акцентированное в придачу мощным пиаром в СМИ главной заинтересованной стороны — американцев.

Так, рассказывает научный сотрудник ИНЭИ РАН Светлана Мельникова , еще в 2009 году МЭА отводило на долю бедной энергоресурсами Европы 16 трлн кубометров потенциальных ресурсов сланцевого газа, а на долю Центральной Азии и Китая — целых 100 трлн. Двумя годами позже Energy Information Administration дает оценку еврозапасам уже в 70 трлн. При этом оценки запасов в самих США и Канаде были значительно скромнее, ведь там тогда вовсю шли не только разведочные изыскания, но и сам сланцевый газ (и нефть) в это время уже добывался в коммерческих целях, так что представление о предмете было куда более реальным. В итоге география промышленной добычи сланцевых газа и нефти (в английской терминологии Light Tight Oil, LTO, нефть низкопроницаемых коллекторов), утверждает ученый, практически полностью сконцентрировалась в Соединенных Штатах и Канаде и, по прогнозам, ею в основном и ограничится. Но поначалу искушением мнимой доступности дешевых нетрадиционных ресурсов заразился практически весь мир, хотя сейчас сланцевый ажиотаж везде поутих.

Прорыв инновационных малышей

Отцом сланцевой революции называют американца Джорджа Митчелла , который первым начал коммерческую добычу сланцев. Для того чтобы найти сочетание нескольких всем уже известных технологических методов, которое сделало бы эту добычу экономически эффективной, он потратил более двадцати лет своей жизни и изрядное количество денег инвесторов, терявших уже было надежду на их возврат. Научный руководитель Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН академик РАН Алексей Конторович рассказывал «Эксперту», что основные технологии, применяемые при добыче сланцевого газа и нефти, горизонтальное бурение, а также метод гидроразрыва пласта (ГРП), были разработаны в Советском Союзе еще в 1950–1960-е, и тогда же они проходили проверку в Восточной Сибири. При ГРП под действием подаваемой под давлением специальной жидкости (только на разработку ее состава Митчелл потратил на рубеже веков 6 млн долларов) в газо- и нефтенасыщенных породах происходит формирование трещин, которые обеспечивают больший приток добываемого сырья. В начале 1970-х известный советский геолог Фарман Салманов получил первый приток сланцевой нефти Баженовской свиты в Западной Сибири. Но ГРП и горизонтальное бурение широко у нас не использовались, газ и нефть добывали в хороших объемах и без этих технологий.

По-современному они были реализованы в США, и произошло это, рассказывает Татьяна Митрова, во многом благодаря тому, что добычей занялись маленькие независимые компании. Сланцевая революция стала прорывом «инновационных малышей», умевших проявлять и операционную, и технологическую гибкость. Именно они заложили базу американского сланцевого успеха — многократного роста в Соединенных Штатах добычи сланцевого газа: с 54 млрд кубометров в 2007 году до 319 млрд в 2013-м (тогда же весь российский экспорт, включая СПГ, составил около 230 млрд кубометров) — и LTO: с нулевой отметки в 2007 году добыча подскочила до 2,3 млн баррелей в сутки к 2013 году. Учитывая, что крупнейшие мировые поставщики, Россия и Саудовская Аравия, добывают сейчас около 10 млн баррелей в сутки, это был ошеломляющий инновационный технологический прорыв, совершенный в течение каких-то пяти-семи лет — мизерный срок с точки зрения выстраивания новых подотраслей энергетики.

Объяснений произошедшей революции несколько. В отличие от традиционных месторождений, этих своеобразных подземных емкостей, рассказывает Татьяна Митрова, газонефтеносные сланцевые формации, или плеи, конечно же при известном упрощении, представляют собой своеобразные губки, заполненные пузырьками углеводородов и располагающиеся на небольшой глубине на огромных площадях, на которых можно начинать разбуривать фактически где угодно. Но у сланцевых промыслов в отличие от традиционных, где добычу можно вести десятилетиями, короткий жизненный цикл, продуктивность скважин резко падает в первый же год, и они вырабатываются почти до нуля в течение трех лет. Для поддержания добычи на достигнутом уровне требуется все новое и новое бурение. Это фактически производственный процесс, определяющий принципиально другой характер сланцевого бизнеса, нежели у традиционных нефтегазовых компаний. Другое его отличие — беспрецедентная для отрасли гибкость: при ухудшении конъюнктуры бизнес можно быстро свернуть, и наоборот, если цены на сырье подскочили, немедленно начать бурить новые скважины. Важное преимущество США заключается еще и в развитой инфраструктуре трубопроводного транспорта, к которой любой производитель может легко подключиться. Способствовало успеху и благоприятное земельное регулирование, когда любой фермер благодаря роялти заинтересован в том, чтобы горизонтальные шурфы бурились именно под его землями, даже если сама скважина располагается не на его территории: по американскому законодательству все, что находится под (и над) частной землей, принадлежит ее собственнику. Исключительно либерально и американское экологическое регулирование, касающееся сланцевой добычи; по крайней мере, оно не содержит невыполнимых нормативов и дорогостоящих требований. Широкое использование гидроразрыва пласта в значительной мере подтолкнуло принятие закона, когда ГРП оказался вне юрисдикции американского Агентства по охране окружающей среды, что было бы совершенно невозможно в европейских странах.

На привлекательный рынок стали было приходить нефтегазовые транснационалы, скупая активы небольших и средних добывающих фирм и лицензии на разработку площадок, но то, что было рентабельно для гибких «малышей» (сейчас среди них есть уже и компании стоимостью в миллиарды долларов), оказалось невыгодно крупным корпорациям. По словам Светланы Мельниковой, в итоге целый ряд представителей крупнейших компаний — Chesapeake, Devon, BP, BHP, Encana — списал за последние годы не оправдавшие надежды активы на 35 млрд долларов. В итоге сланцевые рынки остаются полем деятельности небольших и средних фирм. Добыча только одного сланцевого газа к 2015 году будет обеспечивать около 1,5 млн рабочих мест, а к 2035 году — 2,4 млн.

Ситуация на американском энергосырьевом рынке кардинально изменилась: существенно — с 476 млн тонн в 2007 году до 327 млн тонн в 2012-м (это 60%  общего российского экспорта этого сырья!) упал импорт нефти, рассказывает Светлана Мельникова. Дешевый из-за затоваривания газ (в первой половине 2012 года он торговался на американской бирже Henry Hub фактически по себестоимости — 70 долларов за 1000 кубометров) подтолкнул американских энергетиков больше использовать газовые электростанции в ущерб угольным. Несмотря на отсутствие собственно экспорта из США, мировые энергетические гранды испытали болезненные потери: катарский СПГ пришлось развернуть от США в сторону Европы, туда же пошли избытки американского энергетического угля, в результате чего уровень загрузки газовых станций снизился с 55–60% до 25–30%.

С экспортом же собственно североамериканского газа, казавшегося столь привлекательным при цене в Европе, превышающей 400 долларов за 1000 кубометров, ничего значительного не выходит. Во-первых, американское законодательство еще с 1938 года запрещает вывоз газа и нефти из страны, и каждый случай лицензионного прошения рассматривается отдельно. В итоге выданные властями США американским компаниям лицензии по пяти проектам позволят начать поставлять до 70 млрд кубометров СПГ — это примерно десятая часть потребляемого Европой газа — только к 2020 году. Но к приему замещающего тот же российский трубопроводный газ СПГ пока не готова инфраструктура ряда стран, причем таких емких по рынку, как Германия. Но главное, почти весь будущий СПГ из США уже законтрактован в более «дорогую» Азию. Тем более что цены на сланцевый газ отыграли свое, и в 2013 году на той же Henry Hub 1000 кубометров уже стоила около 130 долларов, а согласно многим прогнозам, говорит Светлана Мельникова, внутренняя цена Henry Hub к 2016 году окажется выше 200 долларов, и его поставки в ту же Европу уж явно не будут казаться столь интересными, как два года назад. Очевидно, что не может быть речи и о масштабных поставках нефти из США. На весь обозримый срок огромное внутреннее потребление (к 2040 году около 800 млн тонн) оставит страну нетто-импортером. Это не означает, впрочем, что выдавливание части импорта собственным сырьем никак не отразится на рынке нефти в целом: ведь если в 2012 году в США добыли около 100 млн тонн нефтяных топлив, то, согласно «Прогнозу-2014», к 2040 году этот показатель может стабилизироваться на уровне 500 млн тонн. Такое усиление США приведет к серьезным геополитическим изменениям.

Кто опаснее сланца

Таким образом, сланцевые углеводороды, безусловно, повлияют на российский экспорт, предупреждают ученые, однако не скажутся на нем критическим образом. Но даже без сланцевых сценариев ожидаемое снижение выручки от экспорта газа и особенно нефти существенно уменьшит их вклад в ВВП страны. Сланцевая опасность усиливается сочетанием с дешевым предложением сырья новыми производителями и стагнацией уровня добычи нефти в самой России. Как раз об этом говорит сценарий «Новые производители». Нефтедобыча в Бразилии к 2040 году может достичь 320 млн тонн, Ирак мог бы начать добывать даже 670 млн тонн уже к 2020 году, но более реальная цифра — 425 млн тонн, и при небольшом внутреннем потреблении это означает, что почти вся она может быть выброшена на внешний рынок. Небольшой пока из-за запретительных санкций вклад Ирана может вырасти до 265 млн тонн уже к 2020 году.

Похожая картина, совсем далекая еще от недавних предсказаний о скором закате нефтегазовой отрасли, и на газовом рынке. Иран может производить 370 млрд кубометров очень дешевого газа, точка безубыточности добычи которого находится на отметке около 45 долларов за 1000 кубометров, что почти в десять раз меньше цены газа и на европейском, и на азиатском рынках, по отношению к которым Иран в придачу очень выгодно географически расположен. Схожие с Ираном цифры дает и Катар, по сути, делящий с Ираном одно огромное месторождение, которое по извлекаемым запасам больше нашего Уренгойского в два с лишним раза. Эта крошечная страна может поставлять на рынок до 285 млрд кубометров газа. Огромные месторождения, сопоставимые с российскими, имеет небольшая Туркмения. Если она решит проблемы с сернистостью газа, то сможет поставлять в Китай, с которым ведет совместный проект, до 150 млрд кубометров. Еще один потенциально крупный поставщик — Австралия. Страна усиленно, не считаясь с затратами на преодоление проблем, связанных с более сложной геологической структурой и решением экологических задач, выстраивает шельфовую инфраструктуру в кластере North-West Slope и потому заинтересована в сохранении цен, близких к высоким европейским, планируя поставлять к 2040 году свыше 175 млрд кубометров в год.

Коренное отличие газового сегмента от нефтяного в том, что на нем не складывается единая цена по нескольким маркерам по типу нефти (к примеру, WTI и Brent), и газовые цены значительно — даже кратно — могут отличаться от региона к региону. Дело в транспортной составляющей: в цене нефти она не превышает 5% стоимости, цена же доставки газа составляет примерно половину его конечной стоимости при транспортировке морем (газ необходимо сжижать, перевозить, а затем произвести обратную процедуру). В цене трубопроводного газа логистика может превышать 70–80%, как, например, прогнозируется в случае с нашим «Южным потоком». Мы можем несколько снизить свою зависимость от газопроводов за счет увеличения доли СПГ, которая сейчас составляет менее 10% нашего экспорта, но в любом случае от внутреннего транспортного плеча нам никуда не деться — топливо до заводов по сжижению, располагающихся обычно у морских портов, по-другому не довезти от места добычи. Пора озаботиться и строительством собственного газовозного флота.

Тонкая настройка

Все эти студенческие истины означают, говорит Татьяна Митрова, что Россия становится все более чувствительной к негативным изменениям рыночной конъюнктуры, которые ведут — и это при росте спроса на первичную энергию к 2040 году на 46%! — если не к спаду, то к закреплению цен, и в любом случае к падению маржи компаний и поступлений в бюджет. Снижение энергетического экспорта начнется уже после 2015 года, в 2015–2020-м прекратится рост доли нефти и нефтепродуктов в энергетическом экспорте страны, который мы наблюдали в последние годы. Только в 2030–2040 годах суммарный экспорт углеводородов (включая уголь) по объему поставок может вернуться к уровню 2010 года, что означает при сопоставимых с сегодняшними ценах сохранение нынешнего объема экспортных поступлений. Российский ТЭК в целом, долгое время тащивший на себе экономику, будет выполнять эту роль и в текущем десятилетии, но его вклад в ВВП сократится с 29% в 2010 году до 16% к 2040-му. Более оптимистичные цифры дает сценарий «Другая Азия», согласно которому поднять наш углеводородный экспорт на 20% могут китайцы и индийцы, но для этого нам надо активнее выходить на рынки АТР.

«Чтобы не быть выдавленными с рынка, — говорит академик Алексей Макаров, — необходимы жесткий расчет экономической эффективности нефтегазовых проектов, контроль затрат по всей цепочке поставок углеводородов, а также правильная оценка возможных рисков, то есть нужна такая организация бизнес-процессов в отрасли, чтобы перекрывать дорогу чрезмерным затратам». Вложенные в дорогостоящие экспортные трубопроводные проекты средства делают нашу страну заложницей даже не очень сильных колебаний рыночной конъюнктуры и ослабляют ее переговорные позиции, ухудшая геополитическое положение России в целом. «Тот же “Газпром” может организовывать реализацию проектов не так разухабисто, как, например, газопровода Сахалин—Хабаровск—Владивосток, который обошелся стране в 10 миллиардов долларов, притом что он еще не скоро заработает на полную мощность, и было бы на порядок дешевле организовать здесь производство и транспортировку СПГ во Владивосток из Сахалина, — считает академик. — Нужно еще иметь в виду, что доля в общей добыче жирного газа, который требует дополнительной переработки, увеличится с 66% в 2010 году до 95% в 2040-м, а значит, необходимо опережающее развитие нефтехимии, от чего тот же “Газпром” пока уклоняется, а ведь это богатейшие ресурсы и очевидные возможности для увеличения его конкурентоспособности».

Нам необходимо подняться с позорного показателя коэффициента извлечения нефти (КИН), равного 28% (в середине 1980-х он превышал у нас 40%). В мировой практике он сейчас составляет 50–60% — за счет использования так называемых третичных методов повышения нефтеотдачи. КИН в России может увеличиться еще на 10–12% с приростом добычи почти на 20–26 млн тонн уже к 2035 году, но инвестиции в его повышение приведут к серьезному росту затрат на добычу — с 15 почти до 50 долларов за баррель. Значит, требуется тонкое налоговое управление, умное администрирование: снижение налогов, чтобы глубокая выработка месторождений была привлекательной для компаний, а с другой стороны, чтобы государственные преференции не ушли в накручивание затрат. Такая политика привлечет компании и к разработке тяжелой нефти, нефтяных битумов, освоению сланцевой нефти Баженовской свиты, что позволит совокупно увеличить добычу сырья по сравнению с базовым сценарием еще на 30 млн тонн к 2040 году.