Себестоимость «старой» казахстанской нефти слишком высока, а новой нефти нет. Что дальше?

Как заявил на заседании в мажилисе министр национальной экономики Ерболат Досаев, «с учетом снижения мировой цены на нефть более чем в 2 раза и возможного дальнейшего ухудшения, разработаны прогнозы развития экономики Казахстана при цене на нефть 50, 40 и 30 долларов за баррель». По словам министра, объем добычи нефти во всех сценариях составит в 2015 году 80,5 млн тонн, в 2016 году – 80,8 млн тонн году, в 2017 году – 86,0 млн тонн, в 2018 году – 90,0 млн тонн и в 2019 году – 93,0 млн тонн. При этом глава ведомства отметил, что «базовый сценарий предполагает снижение цены на нефть с 80 до 50 долларов за баррель в 2015-2017 годах и 60 долларов за баррель в 2018-2019 годах». 

Насколько оправдан этот оптимизм?

За 2014 год добыча нефти и конденсата составила 80,8 млн тонн или 90,8% к 2013 году (ожидалась добыча 83 млн тонн). В текущем году планируется добыча 80,5 млн тонн сырья (ранее планировалось 81,8 млн тонн). Отставание от прошлогодних плановых значений в профильном ведомстве объясняют «более длительным сроком капитального ремонта на месторождении Тенгиз и снижением эксплуатационных характеристик старых месторождений».

Однако предпосылок для такого роста добычи сейчас практически нет. Анализ статистики прошлых лет показывает, что отечественная нефтедобыча давно вступила в период стагнации, и затянувшиеся капремонты играют в этом ничтожную роль. Так, в период с 2001 по 2014 год добыча нефти с газовым конденсатом выросла почти в 2 раза (с 39,9 до 80,8 млн тонн). Вместе с тем до 2004 года ежегодная добыча в среднем росла на 15%, с 2005 года ­­– на 4,8%, а с 2011 года – всего на 0,4%. Главной причиной сокращения объемов является прохождение пика добычи основной долей разрабатываемых месторождений и отсутствие новых месторождений.

Планы и реалии

В 2007 году заявлялось производство 180 млн тонн нефти в 2020 году, в 2010 году Казахстан намеревался  к этому же сроку довести объем добычи нефти до 160 млн тонн и войти в пятерку мировых производителей нефти. Ожидалось, что Тенгизский проект обеспечит производство более 30 млн тонн нефти в год. На другом гигантском месторождении — Карачаганак — производство увеличится в полтора раза в результате III-й стадии разработки. Войдут в активную фазу проекты на Каспийском шельфе. В частности, разработка только Кашаганского месторождения даст к 2020 году порядка 60 млн тонн нефти в год. Увы…

Осенью 2013 года стали прогнозироваться более скромные объемы увеличения добычи – до 110 млн тонн в 2018 году. Сегодня они «подкорректированы» до 104 млн тонн в 2020 году. По факту имеющиеся месторождения не развиваются, новые инвесторы не сильно жаждут заходить в Казахстан.

вице-министр энергетики Узакбай Карабалин

В настоящее время, по словам первого вице-министра энергетики Узакбая Карабалина, рост добычи нефти связан «в основном с расширением производства на месторождении Тенгиз и возобновлением морской нефтедобычи на месторождении Кашаган». Однако весьма сомнительно, что это позволит достигнуть запланированных показателей, поскольку со сроками запуска проектов ни на Тенгизе, ни тем более на Кашагане, ясности нет, как нет и новых крупных месторождений. Даже если бы они были, то с момента получения лицензии и до начала добычи требуется не менее 5-7 лет. Соответственно, в течение этого срока серьезного прироста по добыче не будет. Но главное другое. Условия наших месторождений (содержание меркаптана, сероводорода), как правило, требуют значительных инвестиций в освоение, дальнейшую переработку и доведение до товарной кондиции.

Котировки и рентабельность

Базовый сценарий предполагает цены на нефть в 50 долларов за баррель в 2015-2017 годах и 60 долларов за баррель в 2018-2019 годах. Возможно, цены будут лежать в предусмотренном коридоре, но вряд ли окажутся на уровне 100 долларов и выше в ближайшем будущем. Но себестоимость барреля на Кашагане, по официальным данным, составляет не менее 100 долларов. Таким образом, при мировых котировках нефти, ниже этого уровня добыча на Кашагане будет экономически убыточна.

Убыточной, при цене в 50-60 долларов, окажется и добыча на Мангышлаке, где себестоимость барреля составляет около 80 долларов.

И это понятно. Большинство месторождений региона разрабатываются уже десятилетиями и находятся на поздней стадии эксплуатации. Падение дебитов на скважинах заставляет добывающие компании наращивать объемы бурения и объемы работ по повышение нефтеотдачи пластов, что требует немалых дополнительных затрат. А ведь этот старейший нефтедобывающий регион является одним из лидеров (ежегодная добыча около 18 млн тонн) страны в производстве нефти.

Рентабельным остается только более «молодой» Тенгиз, где себестоимость добычи лежит (по разным данным) на уровне 25­–45 долларов за баррель.

Но там «расширение» предполагает увеличение годового объема добычи до 38,6 млн тонн, то есть рост на 12 млн тонн.

Чем прирастать будем?

Очевидно, что без ввода в разработку новых месторождений это не сможет перекрыть падение добычи на остальных месторождениях. Но имеющиеся на балансе запасы месторождений характеризуются низким качеством и не могут гарантированно компенсировать выработанные. И это понятно. Основные инвестиции в нефтяной сфере привлекались в разработку открытых еще в советское время месторождений. Восполнению запасов должного внимания не уделялось. Писанием планов и томов концепций развития месторождения не открываются, их открывают полевыми исследованиями с использованием всего арсенала научных знаний, современных методов и технологий производства геологоразведочных работ.

Однако существовавшая ранее геологическая инфраструктура была практически полностью уничтожена. К примеру, ликвидировали территориальные геологические управления, расформировали многие геологоразведочные партии, единственный в республике Институт геологических наук им. К.И. Сатпаева из академического переформатировали в ТОО.

Поиск и разведка новых месторождений были отданы на откуп инвесторам, которые осуществляли их с крайне малыми затратами. Поэтому прирост запасов сегодня намерены получать в основном путем переоценки и доизучения известных месторождений. Так, в соответствии со стратегией развития «КазМунайГаза» восполнение запасов ожидается за счет увеличения глубины бурения от 5 до 8 км на уже десятилетиями разрабатываемых месторождениях.

Для выявления глубокозалегающих запасов нужны специальная геофизическая аппаратура, лабораторные приборы для геохимических исследований. Конечно, их можно купить, но как быть с кадрами? Приглашение зарубежных специалистов обойдется стране дороже обучения своих, а на подготовку геолога высокой квалификации требуется не менее 10 лет. Поэтому вопрос, какими запасами будут прирастать объемы добычи нефти — остается открытым.