Недостоверные разведанные. Никто точно не знает, сколько нефти у России

Достоверная информация о том, какими запасами углеводородов располагает Россия, все больше интересует иностранных инвесторов. Крупнейшие страны-импортеры нефти (США, Китай, Япония) хотят быть уверенными в будущих поставках российской нефти на свои рынки. Россия увеличивает добычу, но ее разведанные запасы неуклонно снижаются - в погоне за сверхприбылью нефтяные компании без особой охоты вкладывают деньги в разведку новых месторождений.

Сколько вешать в граммах?

Данные о запасах нефти в России по большей части отнесены к категории гостайны, поэтому основным источником информации продолжают служить исследования специализированных институтов и данные нефтяных компаний. Стоит отметить, что кроме России закрыла доступ к данным о запасах и Саудовская Аравия. Но если в том, что доказанные запасы саудовской нефти громадны, мало кто сомневается, то при оценке состояния российских запасов такого единства пока не наблюдается.

По данным ИГ "Петромаркет", доказанные запасы нефти и конденсата в России составляют 110 млрд баррелей (примерно 15 млрд т). В аналитической записке Счетной палаты "Об экономическом и финансовом состоянии естественных монополий" говорится, что объем разведанных извлекаемых запасов составляет 25,2 млрд т (184 млрд баррелей). За рубежом российские запасы оценивают в 60-180 млрд баррелей. Исходя из этих данных, при текущем уровне добычи разведанных запасов нефти России хватит на 17-38 лет.

"Все приведенные выше вычисления едва ли могут иметь большое значение в связи с тем, что объемы добычи нефти постоянно меняются в зависимости от внутренней экономической конъюнктуры и от мировых цен на энергоносители,- говорит аналитик группы "Центринвест" Константин Батунин.- Кроме того, большой коридор оценок запасов делает бессмысленным составление прогнозов относительно ежегодного прироста разведанных запасов в России, что также снижает ценность приведенных вычислений".

Запасы нефтяных компаний по данным международного аудита

Компания Запасы (млрд т) Обеспеченность запасами (лет)**
ЛУКОЙЛ 2,747* 28
ЮКОС 2,014 29
"Роснефть" 1,4 38
ТНК-ВР 1,233 60
"Татнефть" 0,99 34
"Сургутнефтегаз" 0,91 23
"Сибнефть" 0,627 31
"Башнефть" 0,4 24

 

* Учтены запасы по зарубежным проектам.

** Экспертная оценка

Такой широкий разброс цифр объясняется тем, что в условиях недостатка официальных данных точность исследования зависит от качества доступной информации, и разным пониманием геологических трактовок. По словам Константина Батунина, "пытаться оценить, сколько действительно нефти в российских недрах, крайне сложно, если не сказать, невозможно". В первую очередь это связано с тем, что разные компании в разных странах и разные государственные учреждения используют разную методологию оценки углеводородного сырья. К примеру, российская классификация ABC (подробнее о ней см. справку) несопоставима с более консервативными стандартами, принятыми на Западе, например, американскими методиками - SPE, общества инженеров-нефтяников США, и SEC, комиссии по ценным бумагам США.

Денис Борисов из ИК "Финам" напоминает, что в западной практике принято деление запасов на доказанные, вероятные и прогнозные с учетом экономической целесообразности их добычи, то есть модель оценки двухмерна и зависит от текущих мировых цен на нефть. При этом термин "доказанные запасы" в российской практике является неформализованным. Как правило, к доказанным относят сумму запасов категорий А, В и части С1 (от трети до двух третей).

Вместе с тем эксперты прогнозируют появление новых оценок в отношении российских запасов после утверждения Россией новой классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Она практически готова и будет максимально приближена к международным классификациям таким, как SPE, погрешность оценках между российской и американской классификацией составит всего 3-4%.

Переход на новую классификацию займет три года. За это время нефтяные компании пересчитают принадлежащие им запасы. Впрочем, в Министерстве природных ресурсов полагают, что общее количество запасов с введением новой классификации не должно измениться, так как не изменились критерии по отнесению углеводородного сырья к запасам или ресурсам. Однако структура запасов, поставленных на государственный баланс в соответствии с новой классификацией, будет другой.

В земле остается все больше нефти

Пока иностранные специалисты гадают, каковы запасы нефти в России, отечественных экспертов начинает беспокоить другая проблема - качественная структура российских запасов ухудшается, геологоразведка практически не ведется. По мнению заместителя генерального директора ВНИИ-нефть Станислава Жданова, средняя проектная величина коэффициента извлечения нефти (КИН) в России снижается и сейчас составляет около 35%, то есть после окончания разработки месторождений 65% нефти остается в земле. При этом сами нефтяники говорят, что увеличение КИН всего на 1% равносильно открытию нового крупного месторождения. А по расчетам рост КИН на 5 % мог бы соответствовать добыче 70-80 млн т нефти в год дополнительного.

Фонд скважин нефтекомпаний России

Компания Год Количество скважин В том числе скважины
Дающие продукцию Выведенные из эксплуатации
ЛУКОЙЛ 2003 28179 22794 5385
2004 26807 21696 5111
ЮКОС 2003 17958 11795 6163
2004 17771 12444 5327
"Сибнефть" 2003 7856 3831 4025
2004 8009 3481 4528
"Сургутнефтегаз" 2003 16962 14650 2279
2004 17097 14982 2115
ТНК-ВР 2003 24115 15110 9006
2004 24948 15288 9660
"Роснефть" 2003 8599 7983 616
2004 8599 7969 630
"Татнефть" 2003 21572 18891 2681
2004 21448 18066 3382
"Башнефть" 2003 18379 14896 3483
2004 18475 15175 3300
Всего у крупных НК 2003 149337 114383 34955
2004 150259 114482 35777
Всего по России 2003 155746 119149 36597
2004 155309 118267 37042

Источник: Минпромэнерго.

 

"В последнее время деятельность нефтяных компаний направлена на интенсивный отбор нефти с минимальными затратами. Вместе с тем в нарушение лицензионных соглашений и проектных решений некоторые недропользователи преждевременно закрывают обводненные или низкодебитные скважины. Выборочное извлечение наиболее продуктивных запасов ведет к уменьшению КИН и безвозвратной потере части запасов нефти. При этом меняется и структура остаточных извлекаемых запасов нефти, добыча которых потребует значительно больших затрат",- отмечает господин Жданов.

Между тем выборочный отбор нефти в России запрещен. Определить недропользователя, ведущего выборочную разработку недр, довольно просто. Для этого надо лишь посчитать процент бездействующих нефтяных скважин от общего их эксплуатационного фонда. Если много скважин простаивает, это значит, что компания разрабатывает месторождение нефти не полностью, а только его самый продуктивный нефтеносный пласт. Самый высокий по отрасли процент бездействующих скважин у "Сибнефти" (56,5%) и

ТНК-ВР (38,7%), а самый низкий - у "Роснефти" (7,3%). В целом же по России неработающий фонд нефтяных скважин составляет более 24% и продолжает расти. Увеличение количества простаивающих скважин нефтяные компании объясняют "технологической сложностью метода добычи".

Власти уже готовят санкции по отношению к "ударникам" в нефтедобыче. Глава Федерального энергетического агентства (ФЭА) Сергей Оганесян заявил, что правительство может наложить ограничения на объемы добычи нефти ЮКОСа и "Сибнефти" с целью сохранения качества запасов, находящихся в ведении этих компаний. ФЭА может потребовать от обеих компаний доказательств того, что их ускоренные методы добычи не наносят вреда месторождениям.

Нефтяники не идут в разведку

Еще одна проблема - снижение темпов прироста запасов. За последнее десятилетие лишь в 2002 году прирост запасов превысил текущую добычу - российские нефтяники разведали на 400 тыс. т больше, чем добыли. Но уже в 2003 году компании добыли нефти в два раза больше, чем восполнили запасов. Анализ финансирования геологоразведочных работ (ГРР) за прошлые годы показывает, что происходит постепенное сокращение выплат на эти цели из федерального бюджета, бюджетов субъектов федерации и возрастают инвестиции со стороны компаний-недропользователей. Например, по итогам прошлого года из общего объема вложений в ГРР (38,5 млрд руб.) большая часть средств (32,6 млрд руб.) пришлась на долю компаний. Однако, несмотря на столь значимый вклад в ГРР со стороны недропользователей, объемы разведочного бурения по России за минувший год снизились на 102,5 тыс. м по сравнению с 2002 годом и составили 663,9 тыс. м. По данным Минпромэнерго, первое место по разведочному бурению занимает "Сургутнефтегаз" (271,4 тыс. м и 90 скважин), вторым оказался ЛУКОЙЛ (127,3 тыс. м и 48 скважин). А вот ЮКОС, лидер среди российских компаний по добыче, практически свернул в прошлом году разведочные работы, пробурив всего две скважины (4,1 тыс. м).

Отчисления на эти цели у российских нефтяников в среднем составляют 1,4-1,6% от выручки, тогда как у западных компаний он равен 6%. Например, ExxonMobil на геологоразведку ежегодно расходует более $11 млрд. По расчетам Минприроды, в ближайшие десять лет для достижения относительного баланса между темпами добычи и воспроизводства запасов России необходимо инвестировать в ГРР $30 млрд.

Поскольку ГРР являются высокорисковыми вложениями (можно вложить в работы значительные средства, но не получить нефти), нефтяники предпочитают до последнего разрабатывать те площади, которые у них имеются. Тем более что запасов у них предостаточно. Российские компании обеспечены запасами на 23-25 лет работы по сравнению с 10-13 годами у крупнейших мировых нефтяных компаний. Именно фактор обеспеченности запасами и повлиял на понижение статуса геологоразведки - у нефтяников просто нет стимула заниматься ГРР.

Однако Минприроды такое положение вещей не устраивает. Идею (правда, не новую) введения налога на запасы, предложил новый глава Минприроды Юрий Трутнев. "Если мы хотим, чтобы компании больше использовали запасы, а не держали их на балансе, нужно их стимулировать, например, заставлять их платить налоги не только с добычи, но и с запасов",- заявил он. Министр отметил, что эти предложения, возможно, будут реализованы в новой редакции закона о недропользовании.

Как считают запасы?

В России действует классификация запасов полезных ископаемых с делением их на категории А, В, С1 и С2. К категории А относят "детально разведанные запасы с точно определенными границами тел полезных ископаемых, их формами и строением, обеспечивающими полное выявление природных типов и промышленных сортов минерального сырья в недрах месторождения, а также геологических факторов, определяющих условия их добычи". Категория В - это предварительно разведанные запасы "с примерно определенными контурами тел полезных ископаемых, без точного отображения пространственного положения природных типов минерального комитета по природным ресурсам Госдумы, сырья". В категорию С1 включают запасы разведанных месторождений сложного геологического строения, а также "слабо разведанные запасы на новых площадях или на площадях, непосредственно прилегающих к детально разведанным участкам месторождений"; объем запасов подсчитывается с учетом экстраполяции геологических данных детально разведанных участков месторождений. К категории С2 относят "перспективные запасы, выявленные за пределами разведанных частей месторождений на основании толкования их геологического строения с учетом аналогии сходных и подробно разведанных тел полезных ископаемых".

Коммерсант
РОМАН СИМОНЕНКО, "Интерфакс-АНИ", специально для Ъ