Перспективы добычи углеводородов компанией ПАО "НК "Роснефть" на шельфе северных морей

Основной проблемой для страны в освоении шельфа является отсутствие нормативных требований. Причина в том, что действующие на данное время требования разрабатывались к другим проектам, а именно проектам на суше. Поэтому, в первую очередь, стоит обратить внимание на программы по разработке таких требований, которые могли бы регулировать деятельность компаний в освоении шельфовых месторождений, ведь для страны одним из самых ключевых ресурсов роста является активизация добычи и разведки углеводородов на шельфе, а это требует применения уникальных технологий и знаний.

Вывод таков: для масштабной добычи нефти шельфовым методом необходимо подтянуться не только технологически, но и создать правовую базу.

В сообщении Министерства природных ресурсов говорится, что Правительство одобрило поправки Минприроды, согласно которым право пользование участками недр на континентальном шельфе будет предоставляться победителям аукционов.

Очевидно, что существует несовершенство процедуры безаукционного предоставления права пользования участками недр континентального шельфа РФ. И это негативно сказывается на освоении недр при современных условиях в экономике.

Учитывая, что речь идет о компаниях "имеющих право быть пользователями" шельфовых участков, новая инициатива означает, что "Газпрому" и "Роснефти" придется конкурировать на аукционах, так как только эти компании обладают правом работать на континентальном шельфе.

Одним из главых принципов при реализации шельфовых проектов ПАО "НК "Роснефть" является безоговорочное следование требованиям российских природоохранных законов и международных соглашений на всех ступенях работ. Следует выявлять и предупреждать экологические риски, это является обязательной частью абсолютно любого проекта ПАО "НК "Роснефть" в области добычи и разведки. Компанией разработаны стандарты экологической безопасности, где основополагающим направлением является применение технологий, которые снижают плохое воздействие на окружающую среду.

Компанией были организованы комплексные научно-исследовательские экспедиции при участии специалистов ООО "Арктический научный центр" (АНЦ). В ходе экспедиций проведены исследования в морях Карское, Лаптевых, Чукотское. Начиная с 2012 года, компания проводила изучение различных условий на участках в Арктике, к которым относятся ледовые, гидрометеорологические, экологические и прочие.

Особое внимание было приковано к комплексному исследованию и изучению ледовой обстановки, включая физико-механические свойства ровного льда, айсбергов, торосов и продуцирующих ледников. В исследованиях также участвовали лидирующие российские научные организации, которые дополнительно в ходе экспедиции выполняли попутно наблюдения в метеорологии, исследовали белых медведей, проводили мониторинг птиц и представителей морских млекопитающих.

Начавшийся в 2016 году рост спроса на жидкое топливо продолжился в 2017 году, хотя и с меньшим темпом - на 1,5 % против 1,9 % годом ранее.

Рисунок 4 - Мировой спрос на жидкое топливо, млн. т

Рисунок 5 - Изменение мировых запасов нефти за 10 лет (2008-2018 гг.)

В 2017 году суммарный экспорт нефти из России возрос до 257 млн. тонн. В страны дальнего зарубежья поставки увеличились на 1,1 процента, до 239 млн. тонн, в ближнее зарубежье (фактически весь объем - в Белоруссию) понизились на 0,4 процента, до восемнадцати млн. тонн.

По данным Роснедр, в стране в 2017 году обнаружены 49 новых месторождений, в том числе 43 нефтяных с оцененными запасами 559,3 млн. тонн нефти и 64,4 млн. тонн газоконденсата. Средняя величина открытия нефти по извлекаемым запасам категории С 1+С 2 составляет 3,6 млн. тонн.

Рисунок 6 - Страны - лидеры добычи нефти

Почти все операторы для нефтегазовой разработки моря континентальных шельфов, основываются на использовании "Соглашения ООН на морском праве" (UNCLOS). В настоящее время это уникальный документ международного права, определяющий порядок использования морских территорий, в том числе для добычи нефти, газа или других природных ресурсов. Только существует проблема организации внешних границ континентального шельфа, так как в определении внешней границы континентального шельфа по соглашению по континентальному шельфу 1958, были необходимы такие критерии как глубина, составляющая 200 метров и техническая доступность шельфа. Так, на основе соглашения 1958 года, прибрежное государство могло рассмотреть внешнюю границу глубины континентального шельфа в двухстах метрах. Для выбора это могло быть применено также к подводным областям из этого предела такому месту, которому глубина заключительных вод позволяет развитие природных ресурсов этих областей (Статья 1 соглашения 1958). Соглашение ООН о морском праве 1982 предлагает трудную систему юридического определения внешней границы подводной границы материка. Если прибрежное государство полагает, что внешняя граница подводной границы континента не простирается на расстояние 200 морских миль от начальных линий, то этот 200-й предел мили также становится внешней границей континентального шельфа соответствующего прибрежного государства. Теперь большинство государств включая Российскую Федерацию установило согласно соглашению 1982 фиксированный предел степени континентального шельфа в 200 морских миль. Федеральный закон "О континентальном шельфе Российской Федерации" определил в статье 1 понятие континентального шельфа и его внешних границ. Так, континентальный шельф Российской Федерации включает морское дно и подпочву подводных областей, являющиеся вне территориального моря Российской Федерацией во время естественного продолжения ее сухопутной территории к внешней границе подводной границы континента.

Глава 2. Экономические и технологические особенности в сфере разработки шельфовых месторождений

2.1 Экономические аспекты разработки российского континентального шельфа

На заседании Министерства природных ресурсов генеральным директором Федерального государственного унитарного предприятия Всероссийский Научно-исследовательский институт Океанология было сделано прогнозное заявление что развитие месторождений нефти и газа континентального шельфа России принесет больше чем 200 миллиардов долларов прибыли. Это означает что 1 рубль инвестиций в добычу углеводородов на шельфе может возвратить приблизительно 70 рублей дохода в дальнейшем. Необходимо инвестировать эти деньги как можно скорее, только на изучение и подготовку офшорных областей потребуется приблизительно 15 лет, а за это время традиционные нефтегазовые бассейны Западной Сибири возможно будут на грани истощения. Чиновникам очевидно, что действующее законодательство не способствует притоку инвестиций для шельфов, но нет ответа на вопрос, как изменить данное положение вещей. У континентального шельфа Российской Федерации есть область 6,2 миллионов м ² из них четыре миллиона являются перспективными для добычи нефти и газа. Примерные подсчеты взятых ресурсов гидроуглеродистого сырья с точки зрения нефти оцениваются в 90-100 млрд. т в средней плотности взятые ресурсы в 20-25 тысячах тонн на 1 кв.м области. Чиновники, которые шли к советам Министерства Защиты Окружающей среды и Природных ресурсов, решили, что необходимо продвигать этот проект, чтобы эти материальные запасы начали развиваться. Важность этого вопроса вызвана тем, что уже в ближайшем будущем основные области Западной Сибири начнут исчерпываться, и Восточная Сибирь и регион Тимано-Печорского не будут в состоянии дать так много нефти, чтобы обеспечить объемы российского ежегодного производства в 560 миллионов тонн. Как генеральный директор Федерального государственного унитарного предприятия Всероссийский Научно-исследовательский институт Океанологии Валерий Каминский, представляющий главный объявленный отчет, серьезной альтернативой областям на земле, шельфы станут в 2020-2030. Между тем только на предварительной работе над шельфами уйдет не менее 5 лет. Даже по минимальным расчетам десять лет займет создание инфраструктуры и разработка областей. Доход от разработки нефтяных шельфов составляет от 98 до 128 миллиардов долларов, газа - 107 миллиардов долларов. В то же время только налоговых выплат и платежей за производство сырья составят на нефти 30-38 миллиардов долларов на газе - 47-63 миллиарда долларов. Таким образом доход государства только от естественных ресурсных платежей может составить 80-106 миллиардов долларов. Принимая во внимание ожидаемую долю России в извлечении и транспортной структуре предприятий, это число может увеличиться на 10-30 миллиардов долларов. Это сопоставимо с общим инвестиционным хранилищем всего комплекса работ, который оценен в 72-113 миллиардов долларов, включая на нефти - 30-50 миллиардов долларов, на газе - 35-57 миллиардов долларов. При условии, что на подготовке участков недр для аукционов потребуется инвестировать приблизительно 1,2 миллиарда долларов в геологоразведочные работы, это означает, что за один рубль сделанных бюджетных фондов государство может получить возвращение, по крайней мере, в 70-80 раз. Однако, все еще астрономическая прибыль не светит правительственному бюджету. Валерий Каминский ответил на вопрос министра природных ресурсов Юрия Трутнева о том, как теперь обстоит дело на шельфе, что за прошлые десять лет только девять скважин были пробурены там. Чиновники не могли придумать, как ускорить этот процесс. [17] Принятие нового закона - "О континентальном шельфе", который аналогичен, в частности закону в США и Норвегии, может стать одним из вариантов. Позднее Юрий Трутнев сказал журналистам, что МПР также подготовила программу держащихся аукционов для шельфа Российской Федерации. "Однако, просто предложить для аукциона место недостаточно для решения проблем развития шельфа. Необходимо существенное изменение законодательства ", - сказал эксперт. Какие изменения должны быть внесены, пока еще не ясно. Но не исключено, что фирмам с иностранным капиталом будет запрещено участвовать в тендере на разработку шельфовой нефти. [20]

В настоящее время конкурентные преимущества нефтяных компаний во многом определяются глобализацией хозяйственной жизни. Для крупных нефтяных компаний процесс глобализации делает актуальным повышение их конкурентоспособности за счет диверсификации, привлечения финансовых средств снижения издержек производства за счет выпуска стандартизированной продукции и экономии на масштабе, использования более тесных деловых связей с другими предприятиями, банками для создания предпринимательских сетей и т.д.

Современные компании нефтегазовой отрасли в условиях глобализации мировой экономики активно конкурируют на рынке, осваивая новые технологии, однако сложившаяся кризисная ситуация и падение цен на нефть на мировом рынке заставила их более активно искать новые инструменты управления своей конкурентоспособностью. В связи с этим в условиях мирового экономического кризиса особую актуальность приобретает решение проблемы формирования эффективного механизма управления конкурентоспособностью компаний нефтегазового комплекса. Для решения данной проблемы необходимо не только модернизировать технологию добычи и производства нефти, нефтепродуктов, газа, но и изменить концепцию управления предприятием на основе применения системного подхода и внедрения инновационных методов управления.

Конкурентоспособность международных компаний нефтегазового комплекса следует рассматривать как комплексное понятие, включающее в себя три аспекта:

1. Конкурентоспособность характеризует эффективность деятельности нефтегазовой компании на конкурентном рынке, описывает своего рода ее успешность, позволяет оценить сильные стороны и имеющиеся ключевые компетенции компании по сравнению с ее конкурентами.

2. Конкурентоспособность нефтегазовой компании необходимо оценивать в сравнении с остальными предприятиями нефтегазовой отрасли на внутреннем и внешнем рынках. Деятельность компании на внешних рынках требует более тщательной и напряженной работы по разработке новых методов и инструментов управления конкурентоспособностью, что связано с большим количеством конкурентов, спецификой деятельности на новом рынке, необходимостью дополнительного проведения исследований и формирования на перманентной основе адаптационных механизмов.

3. Конкурентоспособность не является постоянной и неотъемлемой характеристикой нефтегазовой компании, что связано с постоянным совершенствованием механизма управления конкурентоспособностью на основе поиска и внедрения новых инновационных технологий на всех стадиях технологического процесса добычи и переработки нефти, газа и нефтепродуктов.

Конкурентоспособность международных нефтегазовых компаний сложно определяется и ее очень трудно каким-либо образом измерить. Методы и инструменты управления, успешно используемые одной компанией, могут привести к нестабильной деятельности другой аналогичной компании. В настоящее время конкурентоспособность международных нефтегазовых компаний может формироваться под воздействием следующих факторов:

1) внешняя среда, включающая в себя рынок, конкурентов и покупателей;

2) использование коммуникационных сетей;

3) финансовая устойчивость организаций;

4) эффективность использования человеческих и материальных ресурсов;

5) демографический фактор;

6) корпоративная стратегия;

7) тренд спроса на нефть, то есть положительная динамика спроса на автомобили сохраняется за счет роста транспортного сектора, в котором нефть все еще остается основным энергоносителем;

8) рост затрат в нефтедобыче; в большинстве случаев, рост затрат связан с истощением ресурсной базы традиционной нефти. Растущий спрос на углеводороды заставляет компании вовлекать все более дорогостоящие нетрадиционные запасы в разработку.

Все вышеперечисленные факторы, которые влияют на конкурентоспособность международных компаний нефтегазовой отрасли, должны рассматриваться и оцениваться с учетом их взаимосвязи и взаимовлияния. Только в этом случае может быть получена объективная информация о месте компании на рынке присутствия, а также выработана стратегия повышения конкурентоспособности на перспективу. [13]

Формирование конкурентоспособности международных компаний нефтегазовой отрасли осуществляется в условиях жесткой конкуренции на мировом рынке. Конкурентное соперничество представляет собой набор определенных действий и реакций компаний-конкурентов в процессе борьбы за выгодное положение на рынке. Через реализацию конкурентной стратегии поведения международная нефтегазовая компания может защищать имеющиеся конкурентные преимущества в будущем и успешно позиционировать себя. Конкурентное соперничество развивается благодаря непрерывному взаимному влиянию решений и действий различных компаний, которые функционируют в пределах одной нефтегазовой отрасли.

По оценкам специалистов, к 2050 году Арктический шельф будет обеспечивать от 20 до 30 процентов всей российской нефтедобычи. [19]

В июне 2013 года газета "Ведомости" сообщила об интересе "Роснефти" (тогда находившейся в процессе интеграции с ТНК-BP) к покупке "Башнефти". Глава "Роснефти" Игорь Сечин назвал вопрос о покупке "Башнефти" "интересным", но сказал, что это не обсуждается.

В июле 2013 года основной акционер АФК "Система" Владимир Евтушенков заявил Bloomberg, что "Башнефть" действительно может быть продана стратегическому партнеру или ее акции могут быть размещены на рынке.

В августе 2013 года ТАСС сообщил, что "Система" планирует продать "Башнефть" до конца года и выйти из нефтяного бизнеса. Наиболее вероятным покупателем нефтяной компании источники агентства называли Независимую нефтегазовую компанию (ННК), подконтрольную экс-президенту "Роснефти" Эдуарду Худайнатову. Однако президент "Башнефти" Александр Корсик сообщил, что Евтушенков не думает о продаже компании. Президент "Системы" Михаил Шамолин заявил "Ведомостям", что компания намерена самостоятельно развивать этот актив и может провести IPO в 2014-2015 годах.

В марте 2014 года "Башнефть" купила за $1 млрд. тюменскую нефтяную компанию "Бурнефтегаз" Олега Бурлакова, на которую претендовали также "Газпром нефть" и "Роснефть".

В июле 2014 года Басманный суд Москвы арестовал контрольный пакет "Башнефти", принадлежащий "Системе" по уголовному делу о приватизации нефтяной компании. Председателя совета директоров и основного акционера "Системы" Владимира Евтушенкова вызвали на допрос, а сам он заявил РБК, что расценивает происходящее как рейдерский захват.

В сентябре 2014 года Игорь Сечин заявил, что "Роснефть" никогда не рассматривала покупку акций ОАО "Башнефть" из-за "скелетов в шкафу" и рисков приватизации этого актива.

В октябре 2014 года Арбитражный суд Москвы вынес решение об истребовании в собственность государства 81,67 % акций "Башнефти", и в декабре "Система" передала эти акции Росимуществу.

В октябре 2015 года замглавы Минэнерго Алексей Текслер, возглавлявший совет директоров "Башнефти", заявлял, что на тот момент планов по SPO не было, но "перед менеджментом была поставлена задача всегда быть готовыми к приватизации". А в июле 2016 года "Роснефть" сообщила, что получила предложение от правительственного консультанта "ВТБ Капитала" о покупке 50,1 % акций "Башнефти" в ходе приватизации.

12 октября на сайте "Роснефти" было опубликовано сообщение о том, что компания заключила договор купли-продажи акций госпакета "Башнефти" и полностью выполнила свои обязательства по договору, перечислив 329,7 млрд. руб. на счет федерального казначейства. Завершена сделка по продаже обыкновенных именных акций ПАО "АНК "Башнефть" в количестве 88951379 штук (50,0755 % уставного капитала). В данной сделке можно отметить синергетический эффект, позволяющий оптимизировать расходы, консолидировать логистику, нефтесервисные операции и так далее, что выгодно для Роснефти. [21]

В рамках экспедиции "Кара Лето - 2016" были проведены экспериментальные работы, которые ранее не проводились: по отработке элементов системы управления ледовой обстановкой. Впервые была проведена проба технологии, позволяющей изменить траекторию дрейфа айсбергов благодаря прямому воздействию. В итоге в Карском море успешно проведено восемнадцать буксировок айсбергов. Ледокол "Капитан Драницин" отбуксировал айсберги путем разворота их направления движения на 90 и 180 градусов относительно их изначальной траектории движения. Специалистам удалось к тому же без неполадок провести одновременную буксировку 2-х айсбергов.

Подобный опыт позволит при ведении промышленной деятельности на арктическом шельфе впоследствии обезопасить все объекты морской инфраструктуры от столкновения с айсбергами.

Таким образом, внимание компанией уделяется весьма немалое для сохранения окружающей среды и экологического разнообразия.

Как уже говорилось, Арктика - ключевой ресурс роста. Имеются огромные возможности для разработки запасов нефти на суше при относительно невысокой себестоимости добычи (сравнительно с шельфовыми проектами) и поэтому долгое время естественным образом это влияло на "отставание" России в освоении шельфовых месторождений, однако сегодня уже объективно страна вынуждена активнее включаться в разработку шельфа, что может стать существенным источником роста добычи в долгосрочной перспективе.

Уже только разведанные запасы углеводородов оцениваются как четверть всех мировых запасов. При этом российский арктический шельф хранит до 25 % запасов нефти и до 50 % всех разведанных запасов газа страны. На долю Баренцева моря приходится 49 %, Карского - 35 %. Освоение шельфа моря Лаптевых, по современным оценкам, может принести до 8700 млн. тонн, а запасы арктического шельфа Восточно-Сибирского и Чукотского морей оцениваются более чем миллиард тонн углеводородов. Это подтверждает заключение Экспертного совета при правительстве РФ, насколько огромны перспективы освоения арктического шельфа России.

Условия Арктики суровы: сложная ледовая обстановка, низкие температуры, отсутствие инфраструктуры. Все это требует применения знаний и технологий, притом уникальных. Даже если бурение разведочных скважин за недолгий период арктического лета является решаемой задачей, то задачи по системе их обустройства и последующей добычи значительно более тяжелые.

Прошлом году все выразили опасение, что излишек сырья на рынке нефти продержится долго, но 2017 закончился ростом цен и прогнозами скорого восстановления баланса. Самым популярным термином в нефтегазовой аналитике стала "ребалансировка". Снижение запасов в хранилищах нефти до среднепятилетнего уровня было принято за показатель темпа восстановления баланса, а средством достижения этой цели стал контроль над объемами добычи. Страны, которые присоединились к соглашению ОПЕК+, стали близки к решению поставленной задачи. За год запасы понизились с 318 до 118 млн. барр., в то время как спрос на нефть возрос на 1,5 процента. Средняя за год цена барреля сорта Brent стала выше более чем на $10, до $54,39.

Рисунок 7 - Первая десятка стран по запасам нефти, млрд. т

С 2017 года нефтегазовая отрасль начала расти. Рост инвестиций увеличился на 6 %. Из-за снижения роста в Северной Америке и ОПЕК мировая добыча нефти практически не поменялась. Россия снова стала лидером по масштабам добычи, к тому же увеличился отрыв от Саудовской Аравии на 51 млн. тонн.

Достижения геологоразведчиков на протяжении двух последних лет были рекордно низкими, что повлекло за собой сокращение инвестиций. [10]

Норвежская аналитическая компания RystadEnergy объявила о том, что мировая нефтегазовая промышленность в 2017 году обновила рекорд падения разведанных ресурсов углеводородов. За год было открыто приблизительно 6,7 млрд. баррелей нефтяного эквивалента, что является серьезным сокращением по сравнению с 8 млрд. баррелей, обнаруженными в 2016 году. Это самый низкий показатель аж с 1940-х годов. Таким образом, на фоне падения цен на нефть, сократились инвестиции. В 2012 году обнаружено 30 млрд. баррелей нефтяного эквивалента, а это в 4 раза больше по сравнению с 2017 годом. Разведанные в 2017 году объемы нефти и газа вдвое ниже показателя в 15 млрд. баррелей нефтяного эквивалента в год, достигнутого и в 2014-м, и в 2015 году.

Для реализация сложных шельфовых проектов требуются огромные денежные средства. Однако высокие цены на нефть будут стимулировать подобные инвестиции. Для рентабельной разработки глубоководных запасов цена нефти должна составлять от 50 до 90 долларов в зависимости от глубины и региона добычи. [16]

Если рассматривать тенденции, существенное снижение цен на нефть в среднесрочной перспективе маловероятно. Причиной тому рост населения и автомобилизации в Азии, истощение традиционной базы углеводородных ресурсов, умеренный темпа роста добычи нефти в Северной Америке и Ираке, запланированные высокие бюджетные расходы стран ОПЕК и, как следствие, ограничение последними объёмов добычи для поддержания цен на уровне не менее 100 долларов за баррель.

в 2017 году среднегодовая цена нефти марки Brent достигла $54,39/?барр. Из-за все еще больших запасов в хранилищах за первые полгода, вплоть до июля, котировки продолжали ползти вниз. Также это происходило из-за роста добычи в США, а также в Ливии и Нигерии, которые не подключились к соглашеням о сокращении производства. Во втором полугодии запасы, копившиеся в хранилищах, постепенно снижались, и с августа цена нефти стала повышаться, достигнув в декабре среднемесячного значения $64,37. В течение января 2018 года цена Brent неоднократно превышала $70/?барр. Стоимость нефти на нынешний год прогнозировалась в широком диапазоне $60-80/?барр. Проведенный Rigzone опрос специалистов отрасли показал, что 46 % из более тысячи респондентов считают: котировки в 2018 году будут достигать $65-75/?барр. Меньшее количество респондентов ожидает значения ниже $65 за баррель.

Рисунок 8 - Динамика мировой цены нефти сорта Brent

С начала 2000-х годов наблюдался беспрецедентный рост затрат в мире на геологоразведку и добычу. Затраты компаний на геологоразведку, разработку и добычу увеличились более чем в три раза. Растущий спрос на углеводороды заставляет компании осваивать всё более дорогостоящие нетрадиционные запасы. В частности, вести добычу на глубоководном шельфе. В настоящее время стоимость рентабельной добычи в сутки примерно 15 млн. баррелей - выше 70 долларов за баррель.

Россия лидировала благодаря восьми месторождениям с традиционными запасами нефти, найденным отечественными геологами. Из них два расположены в Западной Сибири, а остальные приходятся на Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию. Далее следует Норвегия с пятью месторождениями (четыре газовых и одно нефтяное), обнаруженными Statoil в норвежской части Баренцева моря, а также в Норвежском море. Еще три месторождения были найдены в этот период в Австралии, по два приходится на Сенегал и Пакистан.

Лидерство среди компаний, разведавших большее количество месторождений, принадлежит российской "Роснефти" (семь активов).

По информации крупнейшей российской ВИНК, за девять месяцев 2017 года компания открыла 40 новых залежей и 19 месторождений с запасами 34 млн. тонн нефтяного эквивалента по категории АВ 1С 1+B2С 2. Среди главных событий года для "Роснефти" можно отметить бурение "Центрально-Ольгинской-1" в Хатангском заливе моря Лаптевых в Восточной Арктике. Государственная комиссия по запасам недавно подтвердила открытие нового нефтяного месторождения с извлекаемыми запасами более 80 млн. тонн высококачественной малосернистой нефти, а геологические запасы этого актива "Роснефти" оцениваются в 298 млн. тонн.

Несмотря на санкции, введенные в отношении российской нефтегазовой промышленности, ВИНК продолжает сотрудничество с зарубежными компаниями. В декабре СП "Роснефти" и итальянской Eni начало бурение поисково-оценочной скважины "Мария-1" на Вале Шатского (Западно-Черноморской площади) в Черном море. Это первая сверхглубоководная скважина на шельфе России. Полупогружная установка Scarabeo-9 итальянского подрядчика Saipem ведет бурение скважины на глубине воды более 2 км и 6,126 км от поверхности дна. По информации "Роснефти", прогнозные ресурсы Западно-Черноморской площади превышают 570 млн. тонн нефти.

Кроме того, российская ВИНК развивает сотрудничество со своим главным акционером - британской BP. В 2017 году компании создали геологоразведочное СП "Ермак Нефтегаз", выполняющее ГРР в Западной Сибири и бассейне Енисей-Хатанга. BP финансирует геологоразведочные работы на $300 млн.

В 2017 году компании сделали акцент на развитии газовой программы: в конце года было подписано соглашение об освоении запасов сухопутных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа с ресурсным потенциалом более 800 млрд. м3 газа. В стратегии "Роснефти" до 2022 года есть планы вывода добычи природного газа на уровень выше 100 млрд. м 3 в год (серьезный прирост по сравнению с 67 млрд. м 3 по итогам 2016 года). Что касается геологоразведки, то в планах до 2022 года - 100-процентное замещение новыми ресурсами добываемого углеводородного сырья.

По информации Министерства природных ресурсов и экологии РФ, инвестиции российских компаний в геологоразведку по итогам 2017 года могут вырасти на 40 % по сравнению с 2016 годом, составив 361 млрд. руб. По итогам первых трех кварталов 2017 года объемы разведочного бурения в России выросли на 22 %, а сейсмики - на 40 %. Что касается 2016 года, то 90 % инвестиций, вложенных в геологоразведку, пришлось на четыре компании: "Роснефть", "Газпром", ЛУКОЙЛ и "Сургутнефтегаз".

В целом же за последние два года компании удалось обнаружить лишь семь месторождений, причем средний объем открытия составляет 26 млн. тонн нефтяного эквивалента. Как мы видим, открываемые в ходе ГРР активы постепенно мельчают и в России, но в отличие от глобальных трендов российские компании продолжают инвестировать в разработку углеводородного сырья.

С 2012 года инвестиции "Роснефти" в освоение арктического шельфа составили около 100 млрд. рублей, с 2017 по 2021 год объемы инвестиций вырастут до 250 млрд. рублей.

Существующее законодательство если не запрещает, то ограничивает доступ частных компаний к разработке шельфа в России. Сейчас добывать нефть имеют право лишь государственные компании.

Летом 2013 г. президент России подписал закон, предусматривающий дифференциацию ставки налога на добычу для запасов нефти, трудных к извлечению. В соответствии с ним правительство может устанавливать формулы расчёта ставок вывозных таможенных пошлин на такую нефть. Установлен порядок определения и применения коэффициента, который характеризует степень сложности добычи нефти и выработанности определенной залежи углеводородов.

В итоге, сделаны первые прогрессивные законодательные изменения в данном направлении, и теперь на очереди еще один важный вопрос - как стимулировать эффективность разработки шельфа.

По данным Министерства энергетики РФ, геологические запасы нефти России составляют 74,3 млрд. т, а ресурсы - 157,1 млрд. тонн, мировые запасы нефти на начало 2018 года оценены в 224,6 млрд. тонн.

Только вот современные технические возможности явно ограничивают ресурсный потенциал страны и извлекаемые запасы на территории РФ оцениваются в 22 млрд. т. Оценка же запасов по международной классификации, учитывающей экономику проектов разработки месторождений, примерно в 2 раза ниже, чем по российской. Инициирование со стороны государства дополнительных экономических стимулов для разработки месторождений, в настоящий момент являющимися нерентабельными, будет способствовать наращиванию запасов по международной классификации.

На аукционе в 2012 г. реализовали распределение трёх последних крупных нефтяных месторождений на суше, а это значит, что можно окончательно сделать вывод, что новые крупные месторождения будут вводиться именно на шельфе.

В Мексиканском заливе 20 апреля 2010 года произошла авария на платформе Deepwater Horizon. Она заставила многие компании пересмотреть свои подходы к обеспечению безопасности при бурении на шельфе. К увеличению себестоимости морской добычи углеводородов естественным образом приведут дополнительные меры по предотвращению нештатных ситуаций.

Рисунок 12 - Суммарные неразведанные потенциальные ресурсы традиционных углеводородов Арктики и их распределение по странам

Рисунок 13 - Распределение неразведанных потенциальных ресурсов традиционных углеводородов Арктики по глубинам моря и по странам

Суммарные геологические ресурсы углеводородов Арктики гораздо выше и превышают, по оценке Минэнерго России, 342 млрд. ТНЭ. (рис. 14).

Рисунок 14 - Потенциал заполярной Арктики

Министр природных ресурсов С. Донской на форуме "Дни Арктики в Москве", проходящем с 21 по 26 ноября 2016 г, заявил, что неразведанный потенциал углеводородов Арктики в России составлял 53 % на суше и 91 % на шельфе.

За прошедшие годы возросли знания об этом уникальном месте и геологическом строении дна арктических морей, молниеносно развивались технологии морской разведки и добычи нефти и газа.

На рубеже первых десятилетий двадцать первого века освоение углеводородных ресурсов арктического шельфа достигло своего пика, этим делом стало заниматься множество нефтегазовых компаний из разных стран мира, причем даже не относящихся к этому региону (рис. 15).

Рисунок 15 - Основные нефтегазовые проекты на шельфе Арктики

При этом степень изученности и освоенности ресурсов этого региона остается крайне низкой.

В настоящее время на континентальном шельфе Норвегии, России и США реализуются только единичные проекты.

Вместе с тем во всех приарктических государствах приняты правовые акты, которые закрепляют стратегическое значение Арктики в первую очередь с точки зрения ресурсов углеводородного сырья - газового конденсата, нефти, природного газа.

2.2 Технологические аспекты разработки российского континентального шельфа

Высокие цены на нефть, сложившиеся к этому времени, открывают перед арктическими шельфовыми проектами неплохие перспективы, особенно с учетом технологического прогресса, наблюдавшегося в последние годы (рис. 16).

Рисунок 16 - Технологический прогресс в разведке и разработке месторождений нефти и газа за 50 лет работ в условиях арктического шельфа

Не омрачает эти перспективы то, что освоение арктического шельфа сопряжено с целым рядом природно-климатических, технологических, экологических, экономических и других проблем. Работа здесь крайне сложна, требует и серьезных финансовых затрат, и уникальных технологических решений. [2]

По оценкам специалистов РН-СахалинНИПИморнефть, на сегодня отсутствуют технологии для разработки 90 % нефтегазовых площадей арктического шельфа, равно как и технологии ликвидации экологического ущерба, связанного с возможными утечками нефти и газа.

Этот же вывод подтверждает и проф. Ю.П. Ампилов: "Для большинства обширных арктических акваторий, включающих такие моря, как Карское, Лаптевых, Восточно-Сибирское, Чукотское, в мировой практике отсутствуют апробированные технологические решения для морской добычи".

Крайне велики экологические риски, связанные с освоением подводных месторождений углеводородов. Необходимо также учитывать и более отдаленные, но не менее значимые риски освоения Арктики, связанные с глобальным потеплением климата и широким распространением на арктическом шельфе скоплений газогидратов.

Тем не менее, на геологическое изучение и последующее освоение огромных территорий арктического шельфа были выданы лицензии, в том числе и в России. Таким образом, освоение арктического шельфа прочно вошло в число приоритетов перспективного развития мировой нефтегазовой отрасли. Причем, по медианной величине издержек производства, по оценкам МЭА, арктические проекты выигрывали по сравнению с проектами освоения нефтяных песков, сверхтяжелой нефти и битумов, нефти глубоководного шельфа и тем более получения синтетического жидкого топлива из природного газа и угля.

От низких же цен на нефть несколько лет назад в 1^ю очередь пострадали проекты, связанные с разработкой глубоководных месторождений и арктического шельфа.

Причины этого достаточно понятны. Существуют широко известные проблемы, как хрупкость природы в Арктике и ее роль в формировании глобального климата, риски для Арктики от нефтегазовых проектов, другие природно-климатические, технологические, экологические и экономические проблемы освоения нефтегазовых ресурсов арктического шельфа, которые делают этот процесс весьма затратным.

Реакция на падение цен на нефть со стороны ее производителей была вполне ожидаемой. Это и отказ от новых дорогостоящих проектов, и совершенствование технологий в целях снижения издержек производства. В частности, в апстриме, это, в первую очередь, проекты по освоению глубоководных и арктических ресурсов традиционных углеводородов, и нефтеносных песчаников. Так, по оценкам норвежской консалтинговой компании Rystad Energy, опубликованным в январе 2016 г, с начала нефтяного кризиса аннулированы или отложены 63 нефтегазовых проекта по всему миру более чем на 230 млрд. долл США.

Близкие цифры приводят также аналитики Wood Mackenzie, которые прогнозируют снижение инвестиций в нефтегазовую сферу по всему миру по итогам периода с 2014 по 2016 г на 40 %.

В 2016 г, по оценке инвестбанка Morgan Stanley, который проанализировал заявления 121 энергетической компании с прогнозами по инвестициям, они собирались уменьшить инвестиции еще на 25 %.

Аналитики Goldman Sachs, идентифицировав 61 новый проект, отметили, если цены на нефть останутся на низком уровне, инвестиции могут сократиться к 2020 г более чем 2 раза.

Сократили в 2015-2016 гг. свои инвестиции (в долларовом исчислении) и российские компании.

Что касается собственно арктического шельфа, то в сентябре 2015 г Shell заявил о прекращении геологоразведочных и буровых работ на шельфе Аляски и свертывания своей Арктической программы стоимостью в 7 млрд. долл США. О приостановке работ на арктическом шельфе Северной Америки заявили в 2015 г и другие крупнейшие компании - ExxonMobil, Chevron и BP. Итальянская Eni вновь перенесла сроки ввода нефтяной платформы на норвежском месторождении Гольят в Баренцевом море. Норвежская Statoil 28 октября 2015 г заявила, что отложила дату запуска крупнейшего проекта по освоению месторождения Mariner, инвестиции в которое составляют более 7 млрд. долл США, а в ноябре объявила об отказе от работ на 16 участках в Чукотском море. В январе 2015 г Statoil, Dong Energy (Дания) и GDF Suez (Франция) вернули большинство своих разведочных лицензий на арктическом шельфе Гренландии (море Баффина). [6]

И, наконец, бессрочный запрет на новое бурение и добычу нефти и газа на арктическом шельфе США наложил Б. Обама за месяц до окончания своих президентских полномочий. Одновременно аналогичный запрет ввела и Канада.

Таким образом, в условиях низких цен на энергоресурсы произошла глубокая заморозка планов освоения арктического шельфа, который практически полностью выпадает из системы приоритетов мирового развития нефтегазовой отрасли.

Для эффективной разработки углеводородных ресурсов на шельфе Арктики нужны или высокие цены на нефть, или новые, прорывные технологии и технические решения, обеспечивающие существенное снижение издержек производства. Свою роль могут сыграть и шаги соответствующих государств по созданию условий рентабельной разработки шельфа Арктики.

В 2015-2016 гг. действительно цены были низкими, но сегодня, благодаря соглашению России со странами ОПЕК, цены существенно выросли и составляют 75-80 $ за баррель и они являются комфортными как для российской экономики в целом, так и для освоения шельфовых месторождений. Но лучшим и надежным решением является, не смотря на цены на нефть, непрерывно работать по созданию новых технологий и технических средств.

Для разработки шельфовых месторождений нужен опыт, и в каком-то объеме он у российских компаний, разумеется, есть. Этот опыт, особенно сахалинский, где добыча ведется уже десятилетия (исторически освоение российского шельфа началось на Сахалине в 1975 году), пригодится при освоении арктического шельфа. Субарктические условия Охотского моря достаточно сложны для работы, и международные компании позиционируют свои сахалинские проекты как одни из наиболее высокотехнологичных активов. Но, как указывают нефтяники, широко распространенного опыта добычи нефти в Арктике просто нет. Между условиями ведения работ на шельфе Дальнего Востока, где опыта накоплено достаточно, и в Арктике существуют заметные различия, а потому нужны особые технологические решения, и аналогов им в мировой практике не существует. Наряду со сложными природно-климатическими условиями это является одним из факторов, из-за которых освоение месторождений арктического шельфа мероприятие не просто высокозатратное, но и высокорискованное. При этом действующая редакция закона о недрах фактически ограничивает круг основных недропользователей двумя государственными компаниями - "Газпромом" и "Роснефтью". Однако реализовывать сложные проекты все равно удобнее в кооперации с другими компаниями. В последние месяцы "Роснефть", обладающая лицензиями на целый ряд участков на континентальном шельфе, подписала стратегические соглашения об их освоении с американской ExxonMobil (участки в Карском и Черном морях), итальянской Eni (Черное и Баренцево моря) и норвежской Statoil (Охотское и Баренцево моря). Согласно этим договоренностям, иностранные партнеры получают треть в создаваемых совместных предприятиях (это максимально возможная доля, учитывая положения закона о недрах, которые лимитируют участие частных компаний в шельфовых проектах). Взамен иностранные партнеры финансируют геологоразведку и предоставляют "Роснефти" право купить долю в их зарубежных проектах. Подключая к своим проектам крупные международные компании, "Роснефть" решает сразу несколько задач: разделяет риски, привлекает инвестиции в геологоразведку и разработку месторождений, получает доступ к последним разработкам в технике и технологиях добычи нефти. Поиски технологий Отсутствие необходимых технологий, опыта и кадров сыграло, по мнению аналитиков, решающую роль в формировании партнерства "Роснефти" с западными компаниями. Не случайно, к примеру, частью соглашения "Роснефти" с ExxonMobil является программа обмена техническими и управленческими кадрами. Предполагается, что она затронет специалистов во многих областях: геологов, геофизиков, технологов по разработке пластов, специалистов по финансам, логистике, безопасности, охране труда, экологии и регулированию отрасли. Стоит заметить, каждая компания-партнер имеет свой уникальный опыт разработки месторождений - как на суше, так и на шельфе северных морей. ExxonMobil, Eni и Statoil владеют собственными разработками для каждой стадии освоения месторождений шельфа, оригинальными технологиями разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов. И это отчасти (помимо сугубо финансовых соображений) объясняет, почему для "Роснефти" не имело смысла ограничиваться каким-то одним вариантом сотрудничества.