Основные тенденции развития рынка нефти

В ближайшее десятилетие  Большой Ближний Восток останется  для США, по сути, «резервным» источником углеводородов на более длительную перспективу, тогда как активно  будут развиваться латиноамериканское, африканское, канадское и каспийское направления нефтедобычи.

Роль Ирана на мировой  арене, как политическая, так и  энергетическая, будет возрастать. Тегеран продолжит попытки расширить  географию экспорта энергоносителей. Среди региональных направлений  его газовой стратегии можно  выделить западное (Турция, европейские  рынки), северное (Южный Кавказ и  Центральная Азия) и восточное (Пакистан, Индия, Китай, страны ЮВА). Перспективы  «западного вектора» газовой политики Ирана (газопровод Иран – Турция с  перспективой выхода на европейские  рынки) оказываются в зоне высоких  политических рисков. Тем не менее Иран с его запасами – основной ключ к энергетической независимости ЕС от России.

С этой точки зрения Соединенные  Штаты заинтересованы в скорейшем  снятии «иранской проблемы» и  использовании иранского энергетического  потенциала для решения собственных геополитических задач. Речь идет в первую очередь о снижении энергетической зависимости Европейского союза от России. Тем не менее фактически крупные инициативы в сфере транспортировки иранских углеводородов на европейский рынок могут быть реализованы только после мирного решения иранской ядерной проблемы. До тех пор пока эта проблема не будет снята, Иран продолжит ориентироваться прежде всего на рынок сбыта стран АТР.

В ближайшее десятилетие  станет неуклонно возрастать внимание развитых стран-потребителей к альтернативным и возобновляемым энергоносителям. В настоящее время это один из наиболее динамичных сегментов энергетики. Всеобщий интерес будут привлекать энергия ветра, гидроэнергетика, а  также этанол, крупнейшим производителем которого является Бразилия. Появятся серьезные проекты, связанные с  использованием биотоплива. Основные инвестиции в разработки альтернативных видов энергетики ожидаются со стороны США, Японии, Китая, а также ведущих мировых нефтегазовых концернов – ВР, ExxonMobil, Royal Dutch/Shell и др.

Новые технологии обеспечат  увеличение эффективности энергопотребления, но доля альтернативных источников в  общем энергобалансе вырастет лишь незначительно. Для того чтобы возобновляемые источники энергии покрыли хотя бы половину требуемого прироста электроэнергии, понадобится увеличить их мощности в 63 раза. Реализовать такую программу  в течение 10 лет не представляется возможным. В указанный период (до 2017-го) также практически нереально  мобилизовать производство «альтернативной» нефти (сверхтяжелая нефть, битуминозные пески, сланцы и т. п.) или освоение залежей и месторождений в  труднодоступных районах.

СПГ-рынок превращается из географически разделенного в глобальный. Основного прироста спроса на сжиженный газ стоит ожидать со стороны Соединенных Штатов и стран АТР. США, уже являясь крупнейшим импортером природного газа, до 2017 года будут увеличивать импорт СПГ (на это нацелены 55 проектов новых приемных терминалов, включающих заводы по регазификации СПГ). Скорее всего, Япония останется лидером на рынке СПГ вплоть до 2020-го, после чего по потреблению газа на первое место выйдут Соединенные Штаты. Так или иначе, основной объем газа к 2017 году по-прежнему будет доставляться потребителям трубопроводным транспортом. Развитие СПГ-проектов не способно в ближайшее десятилетие переломить эту тенденцию.

Доля ядерной энергии  сократится до 5,3 %, что обусловлено  политикой развитых стран по повышению  безопасности и экологической надежности энергетических систем. Замедление использования  ядерной энергии в мире будет  происходить за счет ее сокращения ее производства в Европе (-1,1 % в год) и стабилизации потребления в  Северной Америке. Последовательная ликвидация АЭС в Европе (кроме Франции) будет  замещаться их вводом в строй в  странах АТР (Китай, Индия, Пакистан, Южная Корея и др.), а также  в России, Иране и Бразилии. Потребление  атомной энергии в Северной Америке, Японии и Франции в ближайшие  годы несколько возрастет, после  чего произойдет его стабилизация. У России есть уникальный шанс увеличить  свою долю в мировой атомной энергетике. Но «окно возможностей» невелико – 10–20 лет.

Риск существенного падения  мировых цен в среднесрочной  перспективе весьма серьезен. Этому  способствуют отсутствие дефицита нефти  и газа, а также в перспективе  резкое снижение интереса развитых стран  к традиционным видам топлива, появление  новых мощностей на Каспии, в Африке и других регионах мира, целенаправленная политика стран-потребителей (в первую очередь США) по повышению процентных ставок. В результате значительное часть инвесторов уходят с сырьевого рынка, что сужает возможности спекулятивного роста цен на углеводороды.

В ближайшее время основным фактором формирования ценовой конъюнктуры  углеводородного рынка станет развитие политической ситуации вокруг Ирана, которая  может пойти по следующим базовым  сценариям.

Первый (наиболее реалистичный) предполагает дальнейшее противостояние Вашингтона и Тегерана, которое, однако, не приведет к военному столкновению. В данных условиях постепенно (в  течение двух-трех лет) на мировом  энергетическом рынке будет поддерживаться тренд на понижение, и цены дойдут до уровня 40–50 дол. за баррель с колебаниями в диапазоне 5–10 долларов.

Реализация второго сценария (достижение договоренностей и урегулирование конфликта мирным путем) приведет к  резкому снижению цены на нефть уже  в будущем году. Впрочем, вероятность  данного сценария очень мала.

Третий сценарий – вооруженный  конфликт – предполагает два разнонаправленных  тренда. В случае реализации военного сценария цена нефти превысит 100 дол. за баррель. В дальнейшем, если конфликт примет затяжной характер, цена поднимется до 130–150 дол. за баррель, что заставит Вашингтон пойти на беспрецедентные меры по оказанию давления на ОПЕК с целью обеспечения дополнительных объемов углеводородов на рынке. В то же время этот сценарий значительно усилит конкуренцию в неопековских зонах добычи углеводородов.

В случае же развития военного противостояния в Иране по «иракскому»  варианту ожидается постепенная  коррекция рынка, которая может  затянуться вплоть до 2015–2017 годов.

Россия обладает крупным  потенциалом на мировом энергетическом рынке: к настоящему моменту открыто  и разведано более 3 тыс. месторождений  углеводородного сырья. Примерно половина из них разрабатывается. Более половины российской нефтедобычи и более 90 % добычи газа сосредоточены в районе Урала и Западной Сибири. Большинство  месторождений этого региона  отличаются высокой степенью выработки, и потому, сохраняя его в качестве основной углеводородной базы, необходимо развивать и альтернативные регионы  добычи.

Исходя из официальных  оценок, нашедших отражение в «Энергетической  стратегии России на период до 2020 года», к 2015-му добыча нефти в нашей стране может составить 530 млн т, а ее экспорт – 310 млн тонн. Главной нефтяной базой останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Будут сформированы новые центры нефтяной промышленности в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) – добыча до 50 млн т в 2015 году; на шельфе острова Сахалин (25–26 млн т), в Баренцевом море и российском секторе Каспийского моря. Увеличится добыча нефти в Тимано-Печорской провинции.

Мощности магистральных  нефтепроводов и морских терминалов для экспорта и транзита нефти  из России за пределы СНГ способны возрасти к 2015-му в 1,5 раза по сравнению  с сегодняшним уровнем. Это позволит реализовать к указанному сроку  перспективные объемы экспорта нефти  в дальнее зарубежье: примерно по 70 млн т по западному и северо-западному направлениям; около 130 млн т по черноморско-каспийскому направлению; около 80 млн т по восточному направлению; до 25 млн т по северному направлению.

К 2015 году добыча газа в России может достигнуть 740 млрд куб. м, а экспорт – 290 млрд куб. м. Добыча газа в Западной Сибири стабилизируется, поэтому весь прирост будет обеспечен за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, шельфа северных и дальневосточных морей. Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока теоретически позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи.

Вместе с тем существующие тенденции развития отечественного ТЭКа не позволяют говорить о том, что в ближайшее десятилетие  России удастся укрепить свои позиции  на мировом рынке, превратив свой энергетический потенциал в политические дивиденды.

Возымеют свое действие факторы, сдерживающие рост добычи нефти в  России. К главным среди них  следует отнести критическое  состояние действующей нефтеэкспортной  инфраструктуры, а также проблемы воспроизводства минерально-сырьевой базы. Немаловажную роль сыграют политические ограничения в отношении строительства  частных трубопроводов и допуска  иностранных компаний на российский рынок; низкая инвестиционная активность нефтяных компаний; сужающаяся сырьевая база нефтяных компаний (последствие  многолетнего превышения темпов добычи над темпами прироста запасов).

Основной фактор, ослабляющий  позиции России на рынке нефтепереработки, – это морально и физически  устаревшее оборудование, которым оснащено подавляющее большинство российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Поэтому, несмотря на то что в последние годы некоторые компании и проводили их модернизацию, в целом с технической точки зрения качество российской нефтепереработки значительно ниже мировых стандартов.

Среди первостепенных факторов, не позволяющих увеличивать добычу газа в России, следует указать  на следующие:

политика «Газпрома», который  в условиях существующих внутренних тарифов на газ не заинтересован  в развитии внутреннего рынка;

отставание темпов роста  добычи от темпов роста потребления  газа;

необходимость инвестировать  серьезные средства в разработку новых месторождений;

ставка на закупки центральноазиатского газа в ущерб инвестициям в добывающие проекты;

государственная политика по недопущению иностранных компаний в качестве операторов разработки наиболее перспективных объектов (Ямал, Штокмановское месторождение).

Наконец, следует отметить критическое состояние существующей нефтеэкспортной инфраструктуры и  связанную с этим проблему модернизации действующей системы магистральных  газопроводов, не говоря уже о монополистическом  характере российской газовой отрасли.

В результате воздействия  вышеперечисленных факторов потенциал  развития добычи нефти может быть рассчитан лишь на несколько лет.

Вследствие неурегулированности налоговой системы и отсутствия мер по стимулированию инвестиций в геологоразведку сырьевые компании не смогут начать осваивать новые крупные месторождения и проводить геолого-разведочные работы. Темпы роста добычи нефти, которые Россия демонстрировала в 2000–2004 годах, вряд ли сохранятся в будущем. К концу второго десятилетия Россия выйдет на максимальную добычу порядка 10–11 млн баррелей в день (530–550 млн т в год) и сохранит этот уровень. К 2010-му российские поставки будут составлять порядка 15 % от объема мирового рынка нефти, а к 2030-му они снизятся до 10 %. Таким образом, с учетом роста мирового потребления доля России на мировом нефтяном рынке имеет тенденцию к снижению.

К 2010 году добыча газа на существующих месторождениях в России стабилизируется, и уже к этому времени дефицит  газодобычи в Российской Федерации  с учетом роста внутреннего спроса и экспорта может составить 75–150 млрд куб. м.

Чтобы поддерживать или наращивать добычу и экспорт энергоресурсов, России необходимо приступить к разработкам  в неосвоенных районах, прежде всего  в Сибири и на шельфе северных морей. Это требует политического решения  по привлечению инвестиций (в том  числе иностранных). Предполагается, что до 2010-го кардинальных перемен  в этой сфере не произойдет, а  возможные сдвиги в будущем уже  не позволят добиться изменений к 2017 году.

Несмотря на лидирующие позиции  в том, что касается масштабов  добычи и транспортировки углеводородов, Россия значительно отстает по уровню использования наиболее перспективных  технологий. Руководство страны фактически делает ставку на нефть, уголь и газ  как на основные инструменты, позволяющие  достичь и сохранить в перспективе  статус великой энергетической державы. Между тем изменяющаяся структура  мировой энергетики к 2030–2050 годам  существенно снизит конкурентные возможности  России.

Наиболее серьезным и  актуальным на среднесрочную перспективу  является отставание России в технологиях, связанных с производством и  транспортировкой сжиженного природного газа. К настоящему времени на международный  рынок поступает в сжиженном  виде около четверти всего экспортируемого  газа, при этом рынок растет стремительными темпами. Не исключено, что к 2017-му СПГ  составит прямую конкуренцию трубопроводному  газу.

В том, что касается реализации масштабных СПГ-проектов, в России складывается достаточно пессимистическая картина. Практически все объемы СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» (единственный российский СПГ-проект, который может быть запущен в ближайшую пятилетку) законтрактованы, а ситуация вокруг остальных СПГ-заводов в настоящее время «провисла». Так, газ Штокмана (наиболее перспективное месторождение с точки зрения поставок СПГ в США) решено переориентировать в Европу, при этом поставлять его трубопроводным транспортом. А СПГ-завод в Усть-Луге даже в случае завершения его строительства до 2017 года в силу своей малой проектной мощности не способен сыграть решающую роль в становлении России как ведущей газовой державы.

На ближайшее десятилетие  Европа останется базовым рынком в плане сбыта российских углеводородов. Однако следует обратить внимание на ограниченные возможности нефтепроводных поставок. Основной трубопровод «Дружба» требует ремонта, БТС уже вышел  на полную мощность, а на южном направлении  нефтеэкспорта все российские нефтяные потоки замыкаются на турецкие проливы, и в настоящее время альтернативы этому маршруту нет. Между тем наиболее уязвимым местом в российской транспортной политике на турецком направлении является пропускная способность Босфора. Ожидается, что Турция и в дальнейшем будет проводить политику закрытия своих проливов для прохода нефтетанкеров. Это, с одной стороны, снизит экспортные возможности России, а с другой – подтолкнет Москву к использованию БТД в качестве резервного (а в случае полного перекрытия турецких проливов – основного) маршрута транспортировки нефти на южном направлении.