На первом этапе формирования прогноза следует рассматривать долгосрочные перспективы развития этого сектора реальной экономики в целом, а также ряда отдельных видов морской деятельности и обеспечивающих их отраслей промышленности. Выбор бизнесов как объектов первого этапа исследований представляется целесообразным осуществлять, исходя из следующих критериев:
- значимость бизнеса для обеспечения национальной безопасности во всех ее аспектах;
- ориентация бизнеса на мировые рынки, имеющие большой потенциал роста;
- ориентация бизнеса на реализацию экспортного потенциала отечественной экономики и импортозамещение;
- бизнесы, наиболее чувствительные к инновациям;
- бизнесы, прогноз развития которых базируется на наиболее спорных предположениях.
Отдельные направления бизнеса, удовлетворяющие перечисленным критериям, предполагается рассмотреть на последующих этапах. Это касается бизнесов, являющихся базовыми для других сегментов реальной экономики (АПК, энергетика и др.), их рассмотрение в контексте морской деятельности целесообразно только после выработки общих представлений.
В связи с этим основное внимание на первом этапе необходимо уделить транспортному судоходству, освоению ресурсов шельфа, судостроению.
Плавучие буровые платформы также уязвимы к экономическому кризису, как и другие сегменты добычи углеводородов.
Ожидается, что рынок плавучих буровых платформ переживет текущий глобальный финансовый кризис, но есть надежд, что выйдет из него в относительно устойчивом состоянии по сравнению с перенасыщенным рынком самоподъемных буровых установок. Однако ни один из сегментов оффшорной отрасли не защищен полностью от текущего мирового кризиса и падения цен на нефть.
Строительство новых платформ продолжается на стабильном уровне, однако, платформы, которые сейчас поставляются, были заказаны месяцы назад, когда нефтегазовый рынок был сильнее, и прогнозы глобального спроса на энергию показывали значительный рост. Темп поступления заказов на новые оффшорные платформы, тем не менее, замедлился, так как многие верфи и поставщики оборудования находились на пределе мощности, и стоимость строительства росла. Падение цены на нефть и мировой финансовый кризис ликвидировали возможность и стимул для нового спекулятивного строительства, и недавние заказы обычно поступали только в связи с уже подписанными контрактами.
Как пример, сингапурская верфь «Jurong» получила заказ на платформу от «Grander Drilling Ltd.», дочернего предприятия компании «Sea Dragon Offshore Ltd.», на строительство и поставку полностью динамически позиционируемой (ДП-3) полупогружной буровой платформы «Moss Maritime». Сделка предусматривает возможность заказа дополнительной платформы.[101]
Помимо финансовых вопросов и другие факторы влияют на отдельные поставки платформ. Компания «Ensco International Inc.», занимающаяся бурением и добычей нефти и природного газа отложила начало работы ультраглубоководной полупогружной платформы «ENSCO 8500» с апреля 2009 до июня 2009 года. Двухмесячная задержка связана с недавним решением установить другие палубные краны на платформу. «Ensco» решила поменять оборудование из-за проблем с механикой и надежностью на старых палубных кранах.
«ENSCO 8500» является первой из семи полупогружных оффшорных платформ, заказанных компанией «Ensco International». Платформа будет способна работать на глубинах до 2591 м и бурить на глубине до 10 688 м.
Среди недавних поставок буровых платформ можно выделить полупогружную платформу Deepsea Atlantic, которую Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering (DSME) передали ее владельцу, Odfjell Drilling, 6 февраля.
Шестое поколение глубоководных полупогружных платформ способно бурить на глубине до 11430 м, в тоже время может работать и на глубине до 3048 м. На изготовление этой платформы уже был подписан контракт компанией Statoil Hydro для работы в оффшорной зоне Норвегии на следующие 4 года для разработки и производства на участке Gullfaks.
Компания «Seadrill» добавила три новых платформы к своему флоту: две полупогружных и буровое судно. «Seadrill» приняла поставку ультраглубоководного бурового судна «West Capella» от «Samsung Heavy Industries» (SHI) в Южной Корее. По завершению строительства, буровое судно будет перевезено в Нигерию для начала операций по пятилетнему контракту с компанией Total.[102]
Кроме того, «Seadrill» приняла поставку глубоководной полупогружной платформы «West Aquarius» от верфи «DSME» в Пусане, Южная Корея. После завершения строительства, платформа была направлена в Индонезию для начала работы по трехлетнему контракту с компанией «Exxon Mobil». Платформа «West Aquarius» способна проводить параллельную буровую деятельность. Платформа оснащена системой динамического позиционирования и может работать на глубине до 3000 м.[103]
Если исходить из наиболее распространенного консервативного прогноза баланса производства первичной энергии (рост суммарной доли нефти и природного газа с сегодняшних 60% до 70% к 2030 году), то вывод о значительном приросте объемов морской добычи нефти и природного газа представляется очевидным.
Развитие технологий морской добычи углеводородов характеризуется сегодня созданием мобильных плавучих установок (судов), способных вести глубоководное бурение и добычу при глубине скважины в несколько километров. Это обстоятельство позволит существенно расширить ресурсную базу морских месторождений, разрабатывать как относительно малые месторождения, так и крупные глубоководные месторождения. При таком развитии событий следует ожидать заметного относительного снижения экономической эффективности проектов добычи углеводородов на арктическом шельфе и вероятной смены приоритетов российских компаний в части их инвестиционной политики.
С другой стороны, можно ожидать существенного прогресса в создании роботизированных комплексов для подводной добычи нефти и газа, а также для мониторинга и обслуживания подводной морской техники. Вполне возможно, что их применение позволит снизить риски и стоимость эксплуатации арктических месторождений, и процесс их освоения продолжится.
На разработку подводно-подледных технологий разведки, добычи и транспортировки углеводородов предполагается выделить из федерального бюджета 4,5 млрд. рублей с 2012 по 2016 гг.[104]
Представляется, что этому весьма актуальному направлению для российского нефтегазового сектора следовало бы уделить больше внимания и начать финансирование уже с 2009 года с тем, чтобы к 2016 году можно было говорить о начале производства, а не о технических предложениях. Вместе с тем подлежит рассмотрению вопрос о сокращении числа планируемых к разработке технологий за счет приобретения лицензий на уже освоенные за рубежом процессы для концентрации выделяемых ресурсов на оставшихся ключевых направлениях.
Если анализировать разработки отечественных месторождений углеводородов (шельфовых и прибрежных), то с большой долей вероятности можно прогнозировать стабильный рост объемов добычи на шельфе Каспийского моря, Сахалина и Камчатки.
Относительно перспектив разработки арктических месторождений (Штокман и Ямал) говорить что-то определенное можно будет только ориентировочно во второй половине 2010 года, после подписания инвестиционного соглашения по Штокману и программ освоения месторождений Ямала с участием иностранных компаний.
С позиций российских судоходных компаний перевозчиков LNG и судостроителей наиболее чувствительным является вопрос о сроках освоения Штокмановского месторождения. Уже сегодня отставание составляет 2 года.[105] Если учитывать: сокращения инвестиционной программы «Газпрома»; приоритетности затрат на ввод Бованенковского месторождения и строительство «Северного потока»; наличия планов освоения более доступных газовых месторождений на Дальнем Востоке и за пределами России; неурегулированности ряда принципиальных правовых вопросов с иностранными партнерами можно говорить о большой вероятности сдвига сроков реализации этого проекта на 6-7 лет.
Такой прогноз отодвигает за 2020 год точку начала гипотетического масштабного спроса на газовозы, платформы, суда обеспечения и т.п. Нет единства мнений по вопросу целесообразности скорейшего освоения Штокмана и в экспертном сообществе.
В частности, на 9-й Международной конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа СНГ «RAO/CIS Offshore» (сентябрь 2009г., Санкт-Петербург) П редседатель научного совета Российской академии наук по проблемам геологии и разработки месторождений нефти и газа высказался на этот счет однозначно отрицательно. [106] Он подчеркнул, что тема добычи газа из глинистых сланцевых пород и гидрата метана требует отдельного исследования и обсуждения. Запасы этих пород столь велики, что появление технологий, позволяющих осуществлять промышленную разработку таких месторождений, в корне изменит представления о запасах энергоносителей на планете и их географии. [107]
Относительно возможности добычи гидрата метана на сегодня ситуация такова, Правительство Японии разработало и начала реализовывать еще в 2007 году проект промышленной добычи гидрата метана, рассчитанного на 16 лет. Уже к 2015 году Япония должна начать промышленную добычу и использование метана в качестве энергоносителя. Пробную добычу начала японская государственная компания «Oil, Gas, and Metals» Corp и министерство природных ресурсов Канады.[108] Технология, разработанная японцами, позволяет, превращать гидрат метана в газ внутри пробуренного ствола, не извлекая собственно кристаллы на поверхность. Вместе с тем, в Китае также в 2009 году было построено исследовательское судно для экспериментов по добыче гидрата метана. Китайские ученые рассматривают газовые гидраты в качестве новых и экологически чистых источников энергии будущего и собираются добывать его со дна полярных морей. Поиски гидратов метана ведутся в самых различных районах мирового океана и с привлечением самой современной специальной техники.
Гидрат метана был извлечен с глубины в 1,1 тыс. метров. Команда ученых пришла к выводу, что юго-западное побережье Тайваня содержит приблизительно 600 миллиардов м3 гидрата метана, что сможет обеспечить нужды страны в энергии на 60.лет.[109]
На 24-й Мировой газовой конференции (октябрь 2009г., Буэнос-Айрес) говорилось об успехах развития прорывных технологий добычи газа из глинистых сланцевых пород. По утверждению Тони Хейворда, одного из топ-менеджеров Бритиш Петролеум (ВР), на газовых месторождениях Северной Америки произошла настоящая революция, запасы доступного для добычи и использования газа стремительно растут по мере того, как новые технологии позволяют эксплуатировать нетрадиционные источники.
В тоже время специалисты техасского университета «Texas A&M University» полагают, что разработанные в США технологии могут увеличить мировые запасы добываемого газа в 9 раз до 16 000 TCF (триллионов кубофутов).[110] Департамент энергетики США считает, что в течение следующих 20 лет только добыча газа с глинистых сланцев покроет половину потребностей страны в газе. Заявления компании «BP» и «Statoil» о перспективах новых технологий добычи газа, нельзя не воспринимать как революционные, переворачивающие традиционные представления об энергоносителях и их главных поставщиках.[111]
Мировой спрос на природный газ стабильно растет. Сектор СПГ получает активное развитие в последние годы. Объемы торговли СПГ выросли до 237,8 млрд. м3 в 2008 году[112], увеличившись более чем в два раза с начала 90-х годов.
Прогнозируется дальнейшее увеличение рынка СПГ, что в основном обусловлено ростом потребности в импорте природного газа в США и Великобритании, странах АТР на фоне снижения добычных возможностей традиционных источников поставок на эти рынки - Северное море, Канада, Мексиканский залив.
За последние пять лет ведущие энергетические компании увеличили объем продаж газа в среднем на 13%.[113] При этом значительная часть этого прироста достигнута за счет продаж СПГ.
В последнее десятилетие были созданы предпосылки для появления спотового рынка[114] СПГ и его роста, что позволяет компаниям развивать краткосрочную торговлю СПГ, получать дополнительные прибыли от краткосрочных операций и максимально оптимизировать портфель поставок. Так, спотовые цены на СПГ за счет моментального скачка спроса на региональных рынках могут в 1,5-2 раза превышать цены в других регионах.
В настоящее время газовая промышленность России сохраняет зависимость от одного рынка сбыта — рынка Европы. В тоже время, поскольку европейский рынок составляет только 17%[115] мирового потребления природного газа, для укрепления влияния России в мировой энергетике требуется выход российского газа на новые масштабные рынки. Только развитие производства и экспорта СПГ позволит России занять позиции в новых регионах, таких как Северная Америка, Испания, страны АТР, а также с максимальным экономическим эффектом реализовать потенциал газовых запасов российского шельфа, в том числе на удаленные рынки сбыта.