Архив «Экологической гласности». 1988-2016

на горизонте 1.500 м и ещё 1,55 трлн. м

на горизонте 2.500 м (общие запасы – 3,05 трлн. м

), а в 2006—2007 гг. речь идет об общих предположительных запасах в объеме 1,05 трлн. м

газа. То есть оценки предположительных запасов снизились в 3,5 раза.

Это значит, что при объемах добычи около 100 млрд. м

в год, что считается обязательным условием возврата инвестиций, запасов Ленинградского месторождения хватит менее чем на 10 лет, а запасов Русановского месторождения – не боле чем на 8 лет. В то же время, согласно имеющимся оценкам авторов проекта ПБК, его окупаемость возможна лишь через 12 лет. При этом, правда, уточняется, что расчеты выполнены для существующих цен на газ. Делая поправку на ожидаемый рост рыночной стоимости природного газа, следует иметь в виду, что при возрастании цен на газ будет происходить пропорциональное увеличение стоимости всех материалов и услуг необходимых для освоения месторождения, что также пропорционально увеличит стоимость проекта. Есть основания полагать, что пропорция «рыночная цена газа – стоимость освоения месторождения» останется неизменной.

В то же время, по имеющимся данным, на этих двух месторождениях потребуется пробурить 300 «добычных» скважин, что при минимальной стоимости бурения в условиях Заполярья (1 скважина – 10 млн долл.) составит 3 млрд. долл. Потребуется построить и установить на морском дне 35 донных опорных плит (стоимость создания и эксплуатации одной ДОП оценивается авторами проекта в 35 млн. долл.), что составит 1 млрд 200 млн. долл. Также необходимо построить 5 подводных буровых судов (стоимость 1 ПБС оценивается авторами проекта в 470 млн. долл.) общей стоимостью 2 млрд. 350 млн долл.

Таковы оценочные величины минимально необходимых инвестиций, сведения о которых найдены в публикациях. Далее будет проведен более детальный анализ предполагаемых расходов на обустройство месторождений и транспортировку газа потребителям, основанный на расчетах проектировщиков.

Сходным по климатическим условиям с Русановским и Ленинградским месторождениями является Штокмановское месторождение природного газа. Согласно имеющимся оценкам, его извлекаемые запасы составляют 3,2 трлн. м

природного газа. По наиболее скромным оценкам стоимость освоения Штокмановского месторождения потребует инвестиций в 50 млрд. долл., хотя еще несколько лет назад достаточной считалась сумма в 20 млрд. долл. – что составит от 10 до 20% стоимости добытого газа. Примерно таких же затрат потребует перекачка добытого газа потребителям.

6.2. Конкурентные технологии для освоения нефтегазовых месторождений

Современные технологии бурения скважин на морском дне отработаны достаточно давно. Бурение с вынесенных в море стационарных (свайных) платформ производится в течение ста лет, но применение этой технологии бурения возможно лишь на участках с небольшими глубинами моря. В случае, если платформа зафиксирована на морском дне при помощи телескопических опор-домкратов, проблем с её удержанием в определенной географической точке нет. Но установка возможна только в местах с небольшими глубинами моря.

В том случае, если бурение осуществляется с плавучей платформы, возможно производить работы на более глубоководных участках моря. Важнейшим элементом плавучей буровой платформы является система спутниковой навигации, позволяющая удерживать платформу в определенной географической точке для сохранения бурового оборудования, соединяющего платформу с морскими недрами. Преимуществом этого способа является возможность бурения при достаточно больших глубинах моря. Недостатком – сложная система позиционирования и уязвимость перед ветрами и волнением.

В последние годы строятся погружные платформы, которые предполагается использовать для бурения в шельфовой зоне Норвегии, но опыт их эксплуатации пока весьма непродолжителен, а для обсуждения достоинств и недостатков этого метода пока недостаточно информации.

Единственное в России предприятие, способное строить подобные буровые платформы размером более чем 100х100 м, является расположенный в Северодвинске завод «Севмаш» – откуда вышли многие проекты боевых АПЛ – включая гигантские Тайфуны. С 2005 г. по заказу норвежской компании «Moss Mosvold Platforms AS» там строятся полупогружные платформы типа MOSS CS 50. В сентябре 2007 г. первая платформа была передана заказчику. В настоящее время ведется строительство второй платформы. После чего руководство «Севмаша» рассчитывает получить заказ на строительство платформы для освоения Штокмановского месторождения. Эти работы потребовали модернизации предприятия, в которую были инвестированы некоторые средства «Газпрома». Так что газовый монополист уже осуществляет начальные вложения в судостроительные мощности предполагаемого партнера.

Опыт строительства буровых нефтяных платформ на «Севмаше» пока преждевременно считать успешным. С 1995 г. там строится нефтедобывающая платформа «Приразломная» для бурения в районе Печорской губы на одноименном месторождении, извлекаемые запасы которого оцениваются в 83 млн. т нефти. Размеры сооружения составляет 126 х 126 м, масса превышает 70 тыс. т, стоимость – более 850 млн. долл. Частично элементы платформы разработаны и построены на «Севмаше», частично сняты с приобретенной в Норвегии выведенной из эксплуатации старой буровой платформы. Строящаяся платформа предназначена для круглогодичного эксплуатационного бурения. Она будет оснащена буровой вышкой, двумя кранами, вертолетной площадкой и жилой зоной для 200 рабочих. Пока неизвестно, когда это изделие будет построено и сдано в эксплуатацию. Сроки уже несколько раз менялись в сторону увеличения.

6.3. Экономическая сторона проекта ПБК

Выше упоминалось, что авторы проекта ПБК постепенно осознают масштабы задуманного. В 2006 г. предполагалось построить одно ПБС без ЯЭУ и одну ДОП. Их энергоснабжение предполагалось осуществлять по электрическом кабелю с расположенной на берегу электростанции. После подключения к проекту академика Е. П. Велихова, масштабы проекта увеличились и обязательным условием его реализации стало исключительное применение ядерных установок для энергоснабжения всех элементов ПБК и транспортной инфраструктуры. Стоимость проекта на этом этапе оценивалась весьма приблизительно.

Согласно более свежей оценке необходимых инвестиций для обустройства добычи природного газа только на Ленинградском месторождении в шельфовой зоне Карского моря – до выхода на объем добычи 87 млрд м

в год (в варианте, представленном экспертному сообществу летом 2008 г.) речь идет уже о необходимости строительства 12 донных опорных плит, 3 манифольдов, 3 единиц ПБС, 3 подводных судов обеспечения, 2 ледоколов, 2 подводных ремонтных судов и прочей донной и береговой инфраструктуры. Эта часть проекта оценивалась примерно в 6,3 млрд. долл. (66,1% предполагаемых инвестиций). Создание подводной трубопроводной и энергетической инфраструктуры оценивалось приблизительно в 2,3 млрд. долл. (24,7% инвестиций). Бурение и обустройство 96 скважин оценивалось приблизительно в 0,9 млрд. долл. (9,2% инвестиций). Общая потребность в инвестициях составляет около 9,5 млрд. долл.

Авторы проекта считают, что стоимость 1.000 м

природного газа в местах добычи будет составлять 18 долл. (без учета транспортных расходов, которые в этом регионе приблизительно равны расходам на добычу газа). Исходя из достаточно оптимистической оценки запасов природного газа на Ленинградском месторождении (1,05 трлн. м

) и объемов планируемой добычи (87 млрд м

/ год) можно оценить сроки эксплуатации ресурса – 12 лет. При этом сроки окупаемости стартовых инвестиций составляют около 6 лет. Но в плане инвестиций нет эксплуатационных расходов на обслуживание промыслов, на производство и последующую утилизацию радиоактивных отходов и отработавшего ядерного топлива (ОЯТ) от ЯЭУ, на плановые и возможные внеплановые ремонт сложного подводного оборудования и плавучих объектов. По всей видимости с этим связан тот факт, что сами авторы проекта оценивают сроки окупаемости проекта не менее чем в 9 лет, после чего еще 2—3 года можно будет вести добычу природного газа без учета инвестиционной нагрузки. Это значит, что ошибка в оценке запасов на 10—15% может сделать весь проект нерентабельным.

Смогут ли инвесторы вложить столь значительные собственные средства в достаточно долгосрочный проект или им придется привлекать заемные средства? Скорее всего без кредитов в таком проекте не обойтись. В приведенных проектных оценках необходимых финансовых средств отсутствует такой важный элемент любых инвестиций, как учет процентов по кредиту. Вероятно, привлечение заёмных средств способно повысить стоимость проекта на 12—15%. То есть даже в ценах начала 2008 г. стоимость проекта приближается к 11 млрд. долл.

Скорее всего, несмотря на возможные глобальные экономические потрясения, стоимость природного газа будет продолжать возрастать еще в течение 10—15 лет. Вместе с этим будет пропорционально увеличиваться стоимость всех связанных с освоением месторождений природного газа материалов и услуг. Следовательно, стоимость проекта также будет возрастать. Анализ реализуемых или планируемых в настоящее время подобных проектов позволяет предположить увеличение стоимости обсуждаемого проекта ПБК на 100% в течение ближайших 5 лет и на 150% в течение ближайших 10 лет. А это с высокой долей вероятности выведет проект за рамки рентабельности.

Очевидно, данный проект находится в сфере интересов крупных российских энергетических монополий – «Газпрома» и «Росатома». С их стороны вполне можно ожидать серьезных лоббистских усилий, направленных на привлечение бюджетных средств для финансирования проекта, или хотя бы начала его реализации. Единственным препятствием на этом пути может стать ожидаемое снижение поступлений средств от экспорта нефти и природного газа в российский бюджет, которое согласно имеющимся прогнозам может начаться в 2009 г.

Часть 7. Оценка возможностей российской промышленности

Одной из экономических причин распада бывшего СССР стала слабость промышленности, производящей продукцию гражданского (не военного) назначения. За прошедшие годы эта проблема не только не получила решения, но ещё более углубилась. Были разрушены или пришли в упадок даже те отрасли тяжелой промышленности, которые традиционно считались достаточно хорошо развитыми: тяжелое машиностроение, станкостроение, приборостроение, металлургия глубокого передела и т. д.

Тяжелая ситуация в экономике усугубляется дефицитом квалифицированных кадров / трудовых ресурсов практически во всех отраслях производства. Одновременно с этим российское общество входит в глубокую демографическую депрессию, связанную с низкой рождаемостью в период перестройки (1988—1996 гг.), наложившуюся на затухающую волну спада рождаемости во время Второй мировой войны. Это значит, что улучшения ситуации с собственными трудовыми ресурсами в России не следует ожидать ещё как минимум в течение последующих 10 лет.

Исходя из этого и принимая во внимание объявленные руководством России планы развития нанотехнологий, атомной промышленности, энергетики, авиастроения, автостроения и т. д. можно прогнозировать дальнейшее углубление кризиса, связанного с дефицитом квалифицированных кадров.

Учитывая перечисленные ограничения можно предположить, что реализация проекта создания подводного бурового комплекса будет сдерживаться не только финансовыми и экономическими причинами, но также слабостью российской промышленности и острым дефицитом квалифицированных кадров. Полноценная реализация проекта станет возможна только в том случае, если будут подтверждены значительные запасы природного газа в шельфовой зоне, при доминирующей роли иностранных инвесторов и с привлечением материальных и технических и ресурсов, технологических возможностей и квалифицированных кадров из-за рубежа.

Также представляется важным отметить, что связанные с применением ядерных энергетических установок риски могут сделать непривлекательным данный проект для крупных международных инвесторов.

Приложение 1

Список сокращений

АПЛ – атомная подводная лодка;

ВПК – военно-промышленный комплекс;

ДЭПЛ – дизель-электрическая подводная лодка;

ДОП – донная опорная плита;

«Севмаш» – ФГУП «Северное машиностроительное предприяти» (г. Северодвинск, Архангельская обл.), прежде назывался «завод 402 Минсудпрома»;

ЗАТО – закрытое административное территориальное образование;

КБ – конструкторское бюро;

ОЯТ – отработавшее / отработанное ядерное топливо;

ПАТЭС – плавучая атомная тепловая электростанция;

ПАЭС – плавучая атомная электростанция;

ПБК – подводный буровой комплекс;

ПБС – подводное буровое судно;

РПКСН – ракетный подводный крейсер стратегического назначения;

т у. т – тонна условного топлива;

ТЭО – технико-экономическое обоснование;