Российский шельф издавна привлекал к себе внимание геологов, утверждавших, что там находятся несметные богатства полезных ископаемых. Помню, еще будучи студентами МГУ в середине 70-х годов 20 века мы слышали от своих преподавателей слова о том, что всего через несколько лет начнется масштабное изучение и освоение шельфа. Прошло без малого сорок лет, и почти такие же слова я сам говорил своим студентам всего лишь 3-4 года назад. Однако ничего похожего не случилось. Но почему? Ведь ресурсный потенциал российского шельфа действительно огромен. В последние два года на всех акваториях возобновились активные геологоразведочные работы. Значит ли всё это, что в недалеком будущем мы станем свидетелями заметного роста морской нефтегазодобычи в России?
Этапы изучения российского шельфа.
Систематическое изучение недр шельфа началось, пожалуй, в середине 70-х годов, когда созданная в Мурманске Комплексная морская арктическая геолого-геофизическая экспедиция (КМАГЭ, ныне МАГЭ) приступила к производственным геофизическим работам. Правда, и до этого отправлялись в море экспедиции различных организаций, но это были эпизодические исследования или опытно-методические работы. А самые первые морские геофизические исследования в СССР начинались еще на акватории Каспия в 50-е – 60-е годы.
Новый импульс интенсивному изучению шельфа, в особенности Арктического, придало решение об организации «ГЛАВМОРНЕФТЕГАЗа» в системе МИННЕФТЕГАЗПРОМА СССР. Благодаря реализации обширной программы геологоразведочных работ в 80-е годы были открыты десятки морских месторождений в Баренцевом и Карском морях, а также на шельфе Сахалина, которые ныне и составляют основную ресурсную базу настоящей и будущей нефтегазодобычи.
В 90-е годы практически все работы были свернуты из-за отсутствия финансирования, а большинство геофизических и буровых судов, не найдя работу в России, отправились выполнять зарубежные контракты. Следует, правда, отметить, что в 1992 году была организована компания «Росшельф», учредителями которой стали ведущие государственные российские КБ и крупные оборонные предприятия, перепрофилировавшиеся в рамках конверсии на выпуск мирной продукции. «Росшельфу» передали лицензии на крупнейшие открытые месторождения в Баренцевом море: Штокмановское и Приразломное. Вскоре Указом Президента РФ N 765 от 23 мая 1996 года утверждается амбиционная программа освоения запасов углеводородов на шельфе арктических морей России, рассчитанная до 2010 года. Предполагалось, что до этого срока начнется добыча на ряде шельфовых месторождений Арктики, включая Штокмановское и Приразломное. Однако ей не суждено было сбыться. Зато на Дальнем Востоке в конце 90-х годов стартовали два больших проекта «Сахалин-1» и «Сахалин-2», в которые вошли несколько месторождений северо-восточного шельфа Сахалина. Это стало результатом длительных и сложных переговоров представителей государственных органов с иностранными инвесторами в рамках специальных схем налогообложения, допускаемых законом об СРП (соглашения о разделе продукции). Акционерами проектов вместе с иностранцами из российских компаний стали «Роснефть» и «Газпром» с различными долями, а операторами – компании ExxonMobil и Shell соответственно. Однако основная деятельность здесь началась позднее, уже в первые годы нынешнего века. А «лихие» 90-е годы в целом для исследования шельфа были практически потеряны, технологии и квалифицированные кадры утрачены, в то время как в остальном мире шло усовершенствование и развитие технологий.
С началом 2000-х годов наметилось некоторое оживление в изучении шельфа, в том числе и Арктического. Используемая техника уже была преимущественно зарубежной даже у российских сервисных компаний. Наибольшую активность на шельфе проявлял «ГАЗПРОМ», возобновивший проектные и подготовительные работы по Штокмановскому и Приразломному месторождениям, а также развернувший геологоразведочные работы в Обской и Тазовской губах Карского моря. Последние расположены вблизи районов традиционной газодобычи на севере Западной Сибири, где основные сухопутные месторождения перешли в режим падающей добычи. Вскоре эти усилия ознаменовались открытием здесь нескольких газовых месторождений, наиболее крупными из которых были Каменномысское-море и Северо-Каменномысское. В это же время ОАО НК «ЛУКОЙЛ» успешно исследовал акваторию Каспия, открыв месторождение им. Филановского, Ракушечное и Центральное (последнее в партнёрстве с «ГАЗПРОМом» и «КАЗМУНАЙГАЗом». А на каспийском месторождении им. Корчагина «ЛУКОЙЛОМ» была начата опытная эксплуатация. «НОВАТЭК» приступил к промышленной добыче с берега горизонтальными скважинами на крупном Юрхаровском месторождении в Тазовской губе при средней глубине воды там 4 метра.
И, наконец, в последние годы также произошло несколько значимых событий на шельфе. На Приразломном месторождении все же начата добыча нефти с опозданием более, чем на 10 лет от первого планового срока. Правда, темпы ее пока очень низкие. Открыто крупное Южно-Киринское месторождение на шельфе Сахалина, а на соседнем Киринском газоконденсатном месторождении объявлено о начале добычи, хотя реальных поставок продукции с него пока нет, и здесь предстоит решить еще много технических проблем.
За все время изучения российского шельфа уже пробурено свыше 200 морских скважин, однако изученность его остается крайне низкой. Если сравнивать с соседями, то она примерно в двадцать раз ниже изученности шельфа Норвегии и в 10 раз ниже изученности американской части Чукотского моря. Но в последние два года в России резко активизировались геологоразведочные работы в связи с передачей большого количества лицензий двум крупнейшим российским компаниям: «Газпрому» и «Роснефти». Только что пробурена скважина на площади «Университетская», на Приновоземельском шельфе Карского моря, открывшее крупное месторождение «Победа». Идет бурение дополнительных разведочных скважин на недавно открытом Южно-Киринском месторождении. Многократно возросли объемы геофизических работ. Так, на 2015 и 2016 год в сумме запланировано свыше 20 тысяч квадратных километров сейсморазведки 3D и более 30 тысяч погонных километров 2D. Однако многим планам в ближайшее время, скорее всего, не суждено будет сбыться. Об этом речь пойдет далее в данной статье.
Распределение лицензий на шельфе
До 2011 года многие участки Российского шельфа находились в нераспределенном фонде недр. Несколькими лицензиями владел «Газпром», преимущественно в Баренцевом и Карском морях с его губами и заливами, а на Дальневосточном шельфе отдельные лицензионные участки принадлежали «Роснефти». Этим же двум компаниям в доле с иностранными партнерами принадлежат лицензионные участки в рамках действующих добывающих проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», а также некоторых другие на шельфе Сахалина, где добыча пока не ведется («Сахалин-3», Сахалин-5» и др.). У «Лукойла» было несколько лицензионных участков в акватории Северного Каспия. Единичные лицензии в различных акваториях принадлежали «Новатэку», «Синтезнефтегазу», «Приазовнефти» и другим. Однако с 2012 года ситуация кардинально изменилась. Для того, чтобы компания получила лицензию на участок шельфа, она должна отвечать, прежде всего, двум главным критериям: обладать опытом работы на шельфе не менее пяти лет и иметь долю государства в своем акционерном капитале более 50%. Этим требованиям отвечает всего лишь две российских компании: ОАО «Газпром» и ОАО «НК «Роснефть». За компанией «Лукойл», не отвечающей второму требованию, оставлены несколько лицензионных участков в Каспийском море, которые ей принадлежали ранее.
Объяснить это решение трудно. Во-первых, ни «Газпром» ни «Роснефть» своими силами не проводят ни геофизические, ни буровые работы на шельфе, а нанимают сервисные компании, российские или иностранные. Т.е. здесь важен опыт тех, кто непосредственно выполняет работы, а не собственный опыт заказчика, которого практически нет. Заказчик («ГАЗПРОМ» и «РОСНЕФТЬ») лишь организует работы и финансирует их. А что касается не разведочных, а добычных активов, то операторами всех нынешних действующих Сахалинских морских проектов являются иностранные партнеры. Во-вторых, если дело в государственном контроле за важнейшими участками шельфа, то такой контроль никуда не исчезает, ведь недра и так принадлежат исключительно государству. Оно всегда вправе вмешаться в процесс разведки и добычи или даже отобрать лицензию, если не соблюдаются лицензионные обязательства, нарушаются технологии или наносится вред окружающей среде. Скорее всего, в этом решении преследовалась и другая цель: освободить по максимуму государственный бюджет от высоких трат на изучение нераспределенного фонда недр для подготовки участков к лицензионным раундам. Это теперь задача самих компаний, которые должны изыскивать средства для этого. В результате на сегодняшний день «Роснефти» на шельфе принадлежит 50 лицензий, а «Газпрому» около 30 (рис.2). Следует еще отметить, что размеры этих участков просто гигантские, и таких прецедентов еще не было в мировой практике. На рисунке 3 представлена сравнительная схема средней площади лицензионных участков. Чтобы при такой площади дойти до разведочной стадии и подготовить запасы промышленных категорий (С1 и выше) потребуется очень много лет и финансовых ресурсов. В любом случае в сроки выданных лицензий одновременно по всем участкам ни «Газпрому» ни «Роснефти» уложиться невозможно, поскольку для этого не хватит даже имеющегося в мире парка буровых установок, способных работать в Арктике, не говоря уже об отечественных.
Распределение почти всех наиболее привлекательных шельфовых лицензий между двумя крупнейшими компаниями, «Газпромом» и «Роснефтью», инициировало два разнонаправленных процесса. С одной стороны отсутствие доступа на шельф для других российских и зарубежных компаний должен резко затормозить процесс его геологического изучения. Но с другой стороны необходимость выполнения лицензионных обязательств заставляет и «ГАЗПРОМ» и «РОСНЕФТЬ» вести геологоразведку (а она на данном этапе состоит в основном из геофизических съемок), по возможности в соответствии с графиком лицензий. Тем более Министерство природных ресурсов (МПР) теперь обещает за этим строго следить.
Принятая схема распределения шельфовых лицензий не позволяет использовать еще один удобный и распространенный в мире инструмент, а именно мультиклиентскую съемку при геофизических работах. При такой схеме сервисные компании за свои средства и на свой риск проводят работы на выбранных ими самими участках акваторий, а затем многократно продают полученные данные всем заинтересованным компаниям. Совсем недавно, всего 2-3 года назад, МПР пыталась внедрить этот перспективный инструмент на российском шельфе, но встретило непонимание других ведомств. На самом деле позиция МПР была конструктивной и полезной для государства. Например, только норвежская компания PGS была готова тратить ежегодно на геофизику в российской Арктике до 300 млн. долларов собственных средств. Уверен, что и другие компании были готовы к этому. Если бы такая схема была принята, государство в лице МПР получало бы бесплатно информацию о своих недрах и могла использовать ее при формировании тендерных пакетов, обязав участников ее покупать. Сервисные же компании, рискнувшие своими средствами, могли бы получать доход от продажи материалов в составе тендерных пакетов или в иных формах, получивших распространение в международной практике. Как бы там ни было, теперь поздно об этом говорить. Вопрос решен не в пользу апробированного во всем мире механизма изучения недр с минимальными затратами для государства и компаний. Правда и в нынешней системе остаются небольшие возможности для применения подобной схемы, которыми пока никто не пользуется. «РОСНЕФТЬ» или «ГАЗПРОМ» могли бы позволить каким-либо сервисным компаниям провести на своих участках мультиклиентские съемки и затем купить эти материалы, например, за половину себестоимости, заключив соглашение об их дальнейшей совместной продаже. Ведь очевидно, что в большинство проектов потом будут вовлечены иностранные партнеры, и даже несколько. Это общепринятая и мировая практика, когда сложные и крупные месторождения осваивают три-четыре компании в альянсе для снижения рисков. Партнеры при вхождении в проект неизбежно должны приобретать эти данные для оценки объемов запасов и своих собственных рисков. И тогда основной недропользователь частично компенсировал бы понесенные расходы, а сервисная компания вернула бы свои затраты и получила некоторую прибыль. Все были бы в выигрыше.
Еще одним недостатком принятой в России стратегии лицензирования на шельфе является сосредоточенность работ на локальных лицензионных участках и отсутствие возможности изучения региональных закономерностей. Для этих целей придется все равно тратить деньги из государственного бюджета либо использовать механизм совместных научных исследований российских и зарубежных компаний.
Кроме ГАЗПРОМа и РОСНЕФТи еще одним заказчиком геофизических услуг на шельфе является государство, хотя и в несущественном объеме (по километражу, а не по финансам). В последние годы это были работы, связанные с обоснованием внешней границы континентального шельфа. Эти работы в свою очередь обусловлены предстоящей подачей в ООН российской заявки на расширение зоны своей юрисдикции в высоких арктических широтах. Но этот вопрос о границе очень сложный и обсуждается в международном сообществе уже десятилетиями. Маловероятно, чтобы он был решен положительно в нынешних геополитических условиях.
Итак, все привлекательные участки теперь распределены, и два российских нефтегазовых гиганта обязаны их изучать. На ближайшую перспективу в 5-7 лет это должно вызвать заметную активизацию геофизических работ, что уже произошло в 2013-2014 годах. Но потом, когда согласно лицензиям надо будет приступать к добыче, все затормозится. Всем понятно, что в таком масштабе добычи на шельфе в обозримом будущем не будет. А будут реализовываться лишь отдельные добычные проекты, отнюдь не в тяжелых ледовых условиях восточной Арктики, на акваторию которой выдано значительное количество лицензий. Поэтому с большой степенью уверенности можно прогнозировать, что через несколько лет порядок лицензирования на шельфе будет пересмотрен.
Техническая оснащенность и влияние санкций
В 80-е годы 20 века в Советском Союзе почти все исследования на шельфе выполнялись на отечественной технике, которая по своим характеристикам на тот момент вполне соответствовала мировому уровню. Более того, реализация масштабной программы освоения Арктики в то время привела к тому, что к концу восьмидесятых годов в СССР появился такой парк отечественных буровых судов («Шашин», «Муравленко», несколько СПБУ и др.), которому была бы по силам и нынешняя обширная программа ГРР на шельфе.
С тех пор прошло много лет и на сегодняшний день практически все составляющие геологоразведочного процесса на шельфе основываются на импортной технике и технологиях, даже в том случае если отдельные работы выполняются российскими компаниями. Сейчас эта проблема стала особенно уязвимой для дальнейшего изучения недр шельфа, поскольку США, Евросоюз, Норвегия, Канада и Австралия ввели санкции против России. В некоторых из них напрямую прописаны запреты на многие работы в пределах российского шельфа. Так, упоминается сейсморазведка, морское бурение и иные сервисные услуги при глубинах моря свыше 500 футов (152 метра), а также практически все работы в Арктике. И это уже действует. Например, партнер «РОСНЕФТи» компания ExxonMobil даже после недавнего открытия месторождения в Карском море останавливает свое участие в Арктических проектах и получает разрешение завершить ликвидационные работы на скважине «Унивеситетская-1» в «спокойном» режиме, чтобы не нанести ущерба экологии и т.п.
Попробуем проанализировать чем нам грозит дальнейшее применение санкций. Начнем с работ, предшествующих поисково-разведочному бурению, а это, прежде всего, сейсморазведка. Отметим, что для 2D сейсморазведки с попутными набортными гравимагнитными измерениями у нас в принципе есть более десятка собственных судов в компаниях МАГЭ, СМНГ, ДМНГ и других. Но все эти суда оборудованы источниками возбуждения сигналов и приемными устройствами (сейсмокосами), произведенными за рубежом. К тому же возраст многих судов приближается к 30 годам или превышает его, и такие «возрастные» суда могут быть запрещены к использованию в Арктике уже в 2015 году. Отметим также, что 2D сейсморазведка эффективна только на рекогносцировочном и поисковом этапе, а при детальных работах, предшествующих заложению дорогостоящих морских скважин, требуется проведение 3D сейсморазведки. А вот таких судов в российских компаниях всего три, причем число сейсмокос на них от 4 до 8, в то время как на большинстве тендеров даже российские заказчики уже требуют не менее 12 кос. К тому же имеющееся на борту этих судов оборудование не позволяет проводить т.н. «широкополосную» 3D сейсмосъемку (“broadband” seismic), в то время как за рубежом это требование уже становится стандартным. То есть, получаемое качество данных 3D будет примерно соответствовать тому уровню, который был в мире 15 лет назад. Еще один осложняющий момент заключается в том, что сейсморазведку 3D специализированными судами невозможно проводить в ледовых условиях, поскольку 300-400 тонн дорогостоящего забортного оборудования в виде 12-16 сейсмокос могут быть попросту срезаны льдами. Технологии защиты сейсмокос от льда (причем только для работ 2D, а не для 3D) имеются у американской компании ION, которая в режиме санкций уйдет с рынка. Надо сказать, что истоки этой технологии были российскими и еще в начале 90-х годов у нас проводились такие работы в опытном режиме под руководством А.А. Гагельганца. Однако впоследствии всё это было утрачено. Поэтому при нынешнем состоянии дел в восточной Арктике возможны лишь производственные сейсморазведочные работы 2D в течение короткого безледового периода, который в этих местах длится не более полутора месяцев.
По поводу компьютерного программного обеспечения для обработки данных сейсморазведки можно утверждать, что здесь замещение зарубежных технологий отечественными разработками вполне возможно.
Важнейшим условием успешной геологоразведки на шельфе является наличие производственной базы и современных технологий для поисково-разведочного, а в последствии и для эксплуатационного морского бурения. В России есть несколько собственных буровых установок, например, построенные несколько лет назад в Выборге морские буровые «Полярное сияние» и «Арктическая звезда». Но надо понимать, что своими силами мы там сделали только сварные металлические основания, а технологическая часть платформ изготовлена в основном в Южной Корее, причем с использованием немалого числа патентов США. Так что с их обслуживанием в будущем тоже могут возникнуть проблемы. К тому же весь имеющийся немногочисленный парк отечественных морских буровых не в состоянии обеспечить выполнения и трети лицензионных обязательств «Газпрома» и «Роснефти» на своих морских лицензионных участках. К этому следует добавить тот факт, что для эксплуатации открытых еще в советское время гигантских месторождений Русановская и Ленинградская в Карском море нет апробированных технологий добычи не только в России, но и в мире. А для покрытой льдом большую часть года Восточной Арктики таких технологий пока нет и в проекте. Концептуальные эскизные наброски не в счет.
Из изложенного выше следует, что зависимость в изучении российского шельфа от иностранных технологий близка к абсолютной. Ликвидировать эту зависимость в одночасье невозможно. Сегодня, к сожалению, можно часто услышать «шапкозакидательские» высказывания некоторых деятелей. Мол, спасибо Обаме, теперь мы наконец-то начнем производить свое. Однако в высокотехнологичных областях эта проблема быстро не решается, тем более что за последние двадцать с лишним лет отечественная промышленность, и особенно машиностроение, значительно утратила свой потенциал. Во многом процесс теперь сводится к сборке несложных машин и механизмов из импортных комплектующих, причем в наиболее простых отраслях машиностроения. Для того чтобы заново научиться делать что-то свое, нужна серьезная продуманная многолетняя программа работы по импортозамещению в промышленности в условиях санкций, а ее нет и в ближайшее время не предвидится.
Большим осложняющим фактором на пути к освоению шельфа являются проблемы охраны окружающей среды, особенно в Арктике. Ведь на сегодняшний день по сути нет эффективным методов борьбы с разливами нефти в суровых условиях Заполярья, полярной ночи и в отсутствии какой-бы то ни было промышленной инфраструктуры вокруг на тысячи километров. Последствия разливов нефти или иных неблагоприятных техногенных событий для ранимой арктической природы могут быть катастрофическими, поскольку организовать оперативную ликвидацию таких последствий практически невозможно. Этот факт также является своего рода техническим ограничителем масштабного развертывания добычи на шельфе.
Как мы отмечали выше, последние 3 года ознаменовались беспрецедентной компанией по «раздаче» лицензий на шельфе двум российским гигантам: «Роснефти» и «Газпрому» и ростом объемов геофизических работ на этих и других участках. В то же время уже открытые более 20 лет назад шельфовые гиганты: Штокмановское, Русановское и Ленинградское, а также десятки других крупных и средних месторождений остаются невостребованными по технологическим и экономическим причинам. Так, начало добычи на детально проработанном Штокмановском проекте, в который в предыдущие десятилетия было вложено очень много средств, переносилось многократно: сначала на 2007 год, потом 2012 год, а затем на 2017 год. Теперь он отложен на неопределенное и весьма продолжительное время (на 2025 г. и позднее). А начало добычи на упомянутых Русановском и Ленинградском месторождениях в Карском море отнесено далеко за 2030 год. К тому времени ситуация с энергоресурсами на планете в целом может кардинально измениться. Начало этих изменений мы уже отчетливо наблюдаем в настоящее время.
В новой ситуации следует более тщательно и объективно проанализировать основные посылы в отношении российского шельфа и сделать программу его освоения более реалистичной. Надо ли стране в столь неблагоприятных экономических условиях напрягать все силы, чтобы когда-то, причем весьма нескоро, добывать на шельфе очень дорогие нефть и газ? На самом деле представляется целесообразным сосредоточиться на очень немногих прибрежных проектах, находящихся недалеко от развитой инфрастуктуры и в разумной близости от традиционных районов добычи.
А что будет, если все-таки пойти по пути выполнения лицензионных обязательств на всех участках и изыскивать немалые средства для продолжения разведки и последующего освоения? Будут ли потребители этой нефти и этого газа? А если будут, то по каким ценам и в каких количествах? Давайте попытаемся найти хотя бы часть ответов на эти вопросы в следующем разделе.
Куда поставлять нефть и газ Российского шельфа?
Этот вопрос крайне важен, и игнорировать его при таких масштабных проектах никак нельзя. К сожалению, на деле он оставлен «за кадром» во всех известных автору программах развития работ на шельфе. Молчаливо предполагается, что стоит разведать и добыть нефть и газ, тут же найдутся те, кому их можно выгодно продать. Между тем, одной из основных причин остановки крупнейшего Штокмановского проекта стало в том числе отсутствие рынка сбыта для этого газового гиганта. Первоначально предполагалось, что одна часть газа пойдет через трубопровод в Европу, а вторая, более значительная, после сжижения газа на берегу Кольского залива пойдет на рынок США, который в тот момент казался бездонным. И что же теперь? США в значительной мере обеспечивает себя газом, выходя на первое место в мире по его добыче. Строятся заводы по сжижению природного газа (СПГ) в США и Канаде, чтобы в ближайшей перспективе экспортировать газ, в том числе и в Европу, вытесняя оттуда Россию. Пока мы все уговариваем сами себя, что этого не будет, поскольку сланцевый газ очень дорогой, время идет, и технологии развиваются и удешевляются. Да и не только сланцевый газ наш конкурент, но и новые запасы обычного газа в мире открываются год за годом в более благоприятных условиях, чем шельф Арктики и Дальнего Востока.
Как мы видим в последние месяцы, борьба за рынки сбыта углеводородного сырья в мире сильно обострилась. Ситуация вокруг Украины с её с газотранспортной системой, препятствование Евросоюза прокладке «Южного потока» и развернутое строительство новых терминалов регазификации в Европе тоже находятся в цепи этих событий. Имея в виду эту непростую ситуацию в Европе, все сейчас обратили свои взоры на страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Сейчас там газ сильно востребован, а цены в полтора раза превышают европейские. И все надеются, что такое положение вещей сохранится и в будущем. Давайте попытаемся беспристрастно проанализировать эту ситуацию, тем более, что вблизи этого рынка расположены крупнейшие в России морские нефтегазовые промыслы на месторождениях, входящих в проект «Сахалин-1» и «Сахалин-2», а в этом году стартует добыча на Киринском месторождении проекта «Сахалин-3». Это первый и самый значимый добывающий нефтегазовый кластер на российском шельфе. (Добыча в Арктике на Приразломном пока находится в самой начальной стадии, а Юрхаровское месторождение НОВАТЭКа в Тазовской губе все же нельзя в полной мере назвать шельфовым).
Сейчас сахалинские шельфовые проекты пополняют российский бюджет более, чем сотней миллиардов рублей ежегодно, хотя в 90-е годы при запуске схемы СРП у многих депутатов и чиновников были большие сомнения в правомерности этого шага. Но государство здесь почти ничего не потратило, т.к. основные расходы в рамках СРП взяли на себя иностранные компании. Здесь получили работу и прошли школу морской нефтегазодобычи многие тысячи российских специалистов, а Сахалинская область из депрессивного региона превратилась в передовой технологический район с развитой промышленной и социальной инфраструктурой. Самый современный и пока единственный в России завод по сжижению газа исправно поставляет продукцию в Японию, Корею и Китай, а к 2017 году должна вступить в строй его третья очередь.
В противоположность этому проекты в Баренцевом море, «проглотив» огромное количество государственных денег за тридцать лет, так и не дали реальной отдачи. Это говорит о крайней неэффективности административно-командной системы управления, которая там была реализована в отличие от Сахалина, где в свое время в 90-х годах настояли на схеме СРП. При том, что запасы Баренцевоморского региона многократно выше Сахалинских.
Сейчас азиатский рынок принял бы по высоким ценам и кратно больше нефти и газа с Сахалинского шельфа. Но давайте посмотрим, что может быть в недалеком будущем? Планируется, что к 2018 году в России будет запущено еще два завода СПГ на Ямале и во Владивостоке, а несколько позднее, возможно, на Балтике и Печоре. Уже сейчас ясно, что будут задержки, в том числе и из-за санкций, и раньше 2020 года эти объекты вряд ли стартуют. К тому же дальневосточный СПГ на первых порах тоже рассчитывают заполнять газом Сахалина в 2018 году, поскольку газ из Восточной Сибири с Чаяндинского и Ковыктинского месторождений в необходимых объемах к этому сроку не поступит. А на Сахалине пока нет подготовленных к добыче новых месторождений и построенный газопровод «Сахалин-Хабаровск-Владивосток» загружен меньше, чем на четверть. Недавно открытое на шельфе крупное Южно-Киринское месторождение имеет много осложняющих моментов, включая наличие нефтяной оторочки, и в такой короткий срок не может быть запущено. На нем еще продолжается разведка.
А что же к тому времени станет с рынком в Азии? Сейчас туда основной объем СПГ поступает из Катара, который предпочитает этот рынок европейскому из-за высокого уровня цен. В 2016-2017 гг. запустятся большие мощности СПГ в Австралии, что приведет к утроению производства сжиженного газа в этой стране, и она на некоторое время может вырваться в лидеры по данному виду топлива. Этот газ, как и газ из Канады, США и других стран также придет на данный рынок, занимая свободные ниши. По прогнозам Оксфордского института энергетических исследований производство СПГ в мире утроится к 2020 году (рис. 4). Первоначально основные потоки, скорее всего, пойдут на премиальный рынок АТР, в результате чего цены там постепенно будут снижаться до тех пор пока с учетом транспортных издержек не сравняются со среднеевропейскими. При такой глобализации в недалеком будущем все относительные цены должны фактически выровняться рынком, хотя в абсолютных значениях по регионам они будут различаться в связи с разной удаленностью от источников поставки. А это значит, что азиатский рынок после 2020 года не будет готов принимать российский газ по тем высоким ценам, на которые сейчас ориентируются некоторые экономисты при прогнозе эффективности проектов, в том числе шельфовых. Да и свободной ниши на нем может к тому времени не остаться.
А что же с нефтью, которой на российском шельфе тоже прогнозируются в немалом количестве, хотя меньше, чем газа? Здесь тоже налицо изменения. К концу 2014-го года по прогнозам США обгонят Саудовскую Аравию по суточной добыче нефти, и выйдут на первое место в мире. Так, если в 2005 г. США за счет импорта нефти удовлетворяли 60% потребностей свой экономики, то в 2015 г. эта цифра составит лишь 21%. Расширенная добыча нефти в США имеет и последствия для глобального мира, ведь они главные потребители нефти и газа на планете. Куда же пойдут образовавшиеся излишки добываемых углеводородов, которые США теперь не нужны в таких количествах? Понятно, что они будут выброшены на мировой рынок и «работать» на понижение цены. А если вспомнить, что в мире еще много нефти и газа в таких странах как Ливия, Иран, Ирак, которые пока не могут его поставлять в полном объеме из-за внутренних и внешних проблем, то можно понять, что дефицита углеводородов нет и пока не предвидится. Напротив, в отдельные периоды наблюдается профицит нефти и газа, приводящий к заметному снижению цен. И в эти периоды будут в выигрыше те, у кого низкая себестоимость добычи. А российские углеводородное сырье имеет чрезвычайно высокую себестоимость добычи, кратно превосходящую ту, которая есть, например, на месторождениях Ближнего Востока. И потому попасть в зону убытков при снижении отпускных цен у них очень высока даже в некоторых традиционных районах добычи, не говоря уже о шельфе. Высокозатратные арктические шельфовые проекты, скорее всего, будут ждать своего часа много десятилетий. Поэтому в складывающейся ситуации программа изучения и освоения шельфа безусловно должна быть скорректирована в пользу финансирования наиболее перспективных проектов в прибрежных и транзитных зонах вблизи районов добычи с развитой инфраструктурой. Остальные зоны должны, бесспорно, тоже изучаться, но пока что относительно дешевыми дистанционными методами. Нынешняя амбициозная программа сейчас не по карману нашему государству и его двум крупнейшим компаниям ГАЗПРОМу и РОСНЕФТИ, переживающим не лучшие времена.
Необходимость выполнения лицензионных обязательств по разведке создавало благоприятные условия для значительного роста геофизических работ на российском шельфе в ближайшие годы, однако введенные санкции поставили под вопрос выполнение программы геологоразведочных работ
Появление на мировом рынке существенных объемов дополнительных углеводородов оказывает сдерживающее влияние на цены нефти и газа, что может заметно снизить рентабельность российских шельфовых проектов
Принятая схема распределения лицензий на шельфе между ОАО «Роснефть» и ОАО «Газпром» может привести к избыточной разведке потенциально невостребованных запасов УВ, однако введенные санкции могут сильно затормозить темпы изучения и освоения российского шельфа.
Масштабное освоение морских месторождений Арктики в реальной перспективе маловероятна за исключением прибрежных и транзитных зон как по экономическим, так и по технологическим и экологическим причинам.
Без серьезных усовершенствований в управлении нефтегазовой отраслью России, в том числе и в части шельфовых проектов, будет трудно эффективно отвечать на новые вызовы времени
За несколько дней до входа номера в печать Номинационный комитет имени Сократа счел необходимым представить автора этой статьи Юрия Петровича Ампилова приставили к почетной награде “The Name in Science“ («Имя в науке»). Кавалер титула “The Name in Science” получает орденский знак на голубой ленте «За вклад в мировую науку» c барельефом Сократа и надписью «Слава ученому», ему вручается Диплом кавалера титула “The Name in Science”, а имя заносится в мировой реестр выдающихся ученых.
