Строить прогнозы на столь шатком основании довольно затруднительно, но, тем не менее, эта задача вполне решаема, если ограничиться качественным анализом. Для начала стоит договориться о терминах. Можно говорить о запасах нефти, полученных данными геологоразведки, которые теоретически извлекаемы при использовании современных технологий. На этом подходе основана отечественная система классификации, которая говорит об извлекаемых запасах.

Однако этот метод оценки не дает никакой информации о целесообразности добычи нефти на данном месторождении. В самом деле, ведь затраты на добычу нефти могут оказаться несовместимыми с коммерческой деятельностью. К примеру, есть множество небольших месторождений, расположенных в труднодоступных районах, в которых расходы на разведку, бурение и эксплуатацию превышают доход от продажи добытой нефти, но статистика их учитывает. Также нефтяным компаниям порой невыгодно использовать дорогие технологии для более полной разработки месторождения — это слишком накладно. Реально добывается немногим более трети того, что в принципе можно извлечь из месторождения.

По более информативной классификации SPE учитываются не только вероятность присутствия нефти в геологической формации, но и экономическая эффективность извлечения этих запасов, включая затраты на разведку и бурение, текущие производственные затраты, транспортные издержки, налоги и прочие экономические факторы. Если оценивать запасы по стандарту SPE, то они окажутся куда более скромными. SPE различает доказанные запасы, которые имеют 90% вероятность быть добытыми, вероятные — имеющие 50% вероятность и возможные — имеющие 10% вероятность извлечения.

Еще жестче классификация SEC. Она учитывает даже такие факторы, как срок действия лицензии и историю возобновления лицензий для данной компании. В самом деле, можно ли говорить о запасах нефти в месторождении, если ее нельзя добыть в течение срока действия лицензии? По стандарту SEC можно говорить лишь о доказанных запасах, и именно по этому стандарту оценивается капитализация нефтяных компаний.

Следует понимать, что запасы нефти по классификации SPE и SEC вовсе не являются догмой. Так, доказанные запасы нефти по методике SEC в Канаде возросли с 1 млрд. тонн до 24 млрд. тонн, когда из-за высокой цены на нефть стало экономически целесообразным разрабатывать тяжелую нефть, содержащуюся в битуминозных песках и сланцах. Когда появляются новые технологии, позволяющие увеличить добычу нефти, то ее доказанные запасы соответственно увеличиваются. И если российские методики приводят к переоценке запасов, то жесткие стандарты SEC могут их занизить.

Разницу между российским и западным стандартами можно проиллюстрировать на примере месторождения «Ванкор», принадлежащего «Роснефти». Месторождение расположено в Восточной Сибири за Полярным кругом в крайне суровых климатических условиях. По методике SEC доказанные запасы нефти месторождения составляют 102 млн. тонн нефти, хотя по данным геологоразведки извлекаемые запасы достигают 490 млн тонн. Нефть-то есть, вот только добыть ее всю очень проблематично — слишком велики издержки. Поэтому будем стараться по мере возможности отличать доказанные запасы нефти от прогнозируемых и извлекаемых. Разница в оценке запасов между этими терминами может отличаться в разы, как в случае с «Ванкором».

К вопросу о запасах

Итак, о каких запасах нефти в России мы можем говорить? Во-первых, это уже известные и разрабатываемые месторождения; во-вторых, это новые месторождения, которые уже разведаны и могут быть введены в эксплуатацию; в-третьих, это прогнозируемые запасы, которые еще не разведаны. Возникает вопрос — какими цифрами мы можем воспользоваться для анализа? Дело в том, что данные о запасах нефти в России попадают в категорию сведений, являющихся государственной тайной.

Отчеты нефтяных компаний не всегда точны, поскольку им выгодно завышать свои запасы — от этого зависит их капитализация и, соответственно, бонусы, получаемые менеджментом. Этим грешат не только российские, но и практически все нефтяные компании. Бессовестно завышают свои запасы страны — члены ОПЕК, поскольку размер квот на добычу зависит от декларируемых запасов. Однако для качественной оценки можно использовать даже не очень достоверные данные. Мы можем немного ошибиться в цифрах, но важнее правильно проследить тенденцию.

Воспользуемся цифрой, приведенной в упомянутом выше отчете Счетной палаты за 2002 г. — 25,2 млрд. т онн. Предположим, что в этой цифре не учтены запасы нефти, расположенные на шельфе Ледовитого океана, Сахалина и Чукотки. То есть мы будем исходить из максимально оптимистических оценок. Будем также считать, что ежегодно в России извлекается 400 млн. тонн нефти (это среднее значение за последние 5 лет).

В настоящий момент в мире сложилась ситуация, когда на четыре тонны добытой нефти приходится одна тонна прироста запасов за счет эксплуатации новых месторождений либо за счет увеличения добычи при внедрении новых технологий. Примем в качестве основы значение 100 млн. тонн прироста запасов нефти в год. Это довольно грубая оценка. Все равно погрешность наших расчетов будет на уровне 20−25%, поэтому к цифрам можно сильно не придираться.

Около 25% всех скважин у нас не эксплуатируются из-за технологической сложности добычи, то есть они попросту малорентабельны. Обычно компании разрабатывают самый продуктивный нефтеносный пласт, преждевременно закрывая низкодебитные и обводненные скважины. Некоторые месторождения не разрабатываются из-за их труднодоступности и суровых климатических условий. Таким образом, от изначальных 25,2 млрд. тонн для разработки у нас остается 19 млрд. тонн.

В среднем из одного месторождения российские компании добывают не более 35% нефти (мировая практика — более 50%). Получаем, что из 19 млрд. тонн реально будет добыто не более 6,65 млрд. тонн нефти. Теперь посмотрим, надолго ли этого хватит, если считать прирост в 100 млн. тонн нефти в год доказанными запасами по стандартам SEC. Эта цифра близка к реальной, если пересчитать фигурирующий в отчетах компаний прирост запасов нефти из теоретически извлекаемых в реально добываемые.

Решаем школьную задачу: из сосуда, содержащего 6,65 млрд. тонн нефти, по одной трубе ежегодно вытекает 400 млн. тонн, а по другой трубе в него поступает 100 млн. тонн нефти. Вопрос — когда сосуд опустеет? Получаем цифру: 22 года. Если считать от 2002 года, то нефть закончится в 2024 году. Учитывая большую погрешность оценки исходных данных, это произойдет между 2019 и 2029 годами. Как ни странно, те же 22 года фигурируют в докладе компании British Petroleum, посвященном перспективам российской нефтяной отрасли.

Важно знать, когда в России закончится вся нефть, которую можно добыть. Не менее интересно оценить возможности экспорта. На внутреннее потребление ежегодно расходуется чуть более 200 млн. тонн нефти. Поэтому задачу нужно уточнить. Если половина нефти пойдет на внутреннее потребление, снова решим задачу с трубами. Ответ: экспорт нефти прекратится в 2013 году, плюс-минус 3 года.

Под водой и под землей

И все же, какие резервы следует учесть? Если предположить, что прирост запасов нефти в 100 млн. тонн в год — это просто нижний предел и значение может быть намного выше? Оценим ресурсы арктического шельфа. Данные геологоразведки в этом регионе, в самом деле, впечатляют. В Баренцевом, Печорском и Карском морях открыто 11 месторождений нефти и выявлено еще около 100 перспективных нефтегазоносных объектов. По официальным оценкам, извлекаемые запасы арктического шельфа могут достигать 13 млрд. тонн нефти.

Есть серьезные резервы в восточной Арктике и в Дальневосточных морях. В юго-западной части моря Лаптевых обнаружены три месторождения нефти, извлекаемые запасы в которых оцениваются в 8,7 млрд. тонн. В Восточно-Сибирском и Чукотском морях извлекаемые запасы нефти оцениваются в 2,7 млрд. тонн, на шельфе Берингова моря — 1 млрд. тонн, на шельфе Сахалина и в Дальневосточных морях прогнозируемые запасы нефти могут составить 3 млрд. тонн. Таким образом, запасы нефти на шельфе могут даже превышать континентальные. Вот только добыть эту нефть будет очень непросто.

Рассмотрим некоторые проблемы разработки арктического шельфа на примере месторождения «Приразломное», расположенного в Печорском море в 60 км от берега на глубине всего лишь 20 метров. Извлекаемые запасы в этом месторождении превышают 70 млн. тонн. По самым минимальным оценкам инвестиции на разработку этого месторождения превысят $ 1,5 млрд., несмотря на то, что добывать нефть придется вблизи берега на малых глубинах. При этом максимальный объем добычи составит 5,8 млн. тонн нефти в год. Даже при нынешних высоких ценах на нефть желающих заниматься «Приразломным» нет. Нефтяные компании предпочитают вкладывать деньги в проекты с более высокой рентабельностью. Добыча нефти на арктическом шельфе предполагает строительство специальных ледостойких платформ, наличие ледокольного танкерного флота и запредельный уровень текущих р асходов.

Аналитики полагают, что реальная разработка арктического шельфа начнется лишь тогда, когда цена на нефть возрастет еще раза в два, не раньше. Тогда же начнется эксплуатация тех континентальных месторождений, которые сейчас малорентабельны. Если эксплуатировать собственные месторождения не хищнически и довести норму добычи нефти до мирового уровня, то доказанные запасы нефти в России могут возрасти еще на 15−20%. Все будет определяться мировыми ценами на нефть, поскольку при нынешних ценах добывать нефть из малопродуктивных скважин пока не очень интересно.

Можно полагать, что освоение арктического шельфа и пока не освоенных месторождений Восточной Сибири, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и Каспийского шельфа вовсе не увеличит объем добычи, а лишь компенсирует падение объемов извлекаемой нефти в Западной Сибири и Поволжье. И себестоимость этой нефти будет существенно выше, чем у той, что добывается на уже разработанных месторождениях.

Кроме всего вышеперечисленного есть большая вероятность найти новые крупные месторождения нефти на самом материке. Огромная территория Восточной Сибири разведана лишь на 5%. Правда, суровые климатические условия и отсутствие какой-либо инфраструктуры делают как разведку, так и добычу нефти в этом регионе занятием очень затратным. Нефтяные компании будут вынуждены повысить затраты на геологоразведку в 5−10 раз по сравнению с нынешним уровнем, чтобы получить шанс найти интересные месторождения. Однако пока поиски идут очень вяло — денег, как всегда, не хватает. В настоящий момент прирост запасов из новых месторождений не компенсирует истощение старых, и это может стать большой проблемой уже в ближайшие годы.

Что касается сроков исчерпания нефтяных запасов России, то с уверенностью можно утверждать лишь одно — нефть в России не закончится никогда. Но из-за истощения старых запасов и медленного освоения новых месторождений могут появиться серьезные проблемы с ее экспортом уже в ближайшее десятилетие.

Эпоха дешевой нефти закончилась, и мы стоим на пороге новой экономической реальности — эпохи дефицита нефти. Запасы нефти в странах ОПЕК, где ее себестоимость гораздо ниже российской, будут истощены через 30−40 лет, однако этой нефти при нынешних темпах потребления перестанет хватать на всех уже лет через двадцать, а то и раньше. Когда цена нефти достигнет неприемлемого уровня, при котором рост экономики станет невозможным, то ей либо будет найдена замена, либо технологическая цивилизация закончится.

Будем надеяться, что человечество пойдет не по пути борьбы за доступ к остаткам нефти, а в направлении использования альтернативных, желательно возобновляемых источников энергии. Тем более что ничего иного нам и не остается.