В настоящее время в Российской Федерации при активной государственной поддержке реализуется ряд больших корпоративных программ по развитию Арктики, которые позволяют не только решать задачи поддержания ресурсной базы всей российской энергетики на основе традиционных ископаемых нефти и газа, но и обеспечивать решение многих задач социально-экономического развития одного из самых сложных и удаленных регионов страны. Так как координация этих программ осуществляется ключевыми министерствами и ведомствами, в частности Министерством энергетики РФ, Министерством экономического развития и Министерством экологии и природных ресурсов, возникают вопросы их увязки с главными стратегическими документами развития и управления энергетикой страны, такими как Энергостратегия или ее подпрограммы. При этом вопросы планирования стратегического развития минерально-сырьевой базы Арктического региона, как крупнейшего единого государственного комплексного ресурса, от которого зависит вся остальная хозяйственная деятельности страны, требуют совершенствования и методологического развития. Тем более, что современные условия хозяйствования и развития энергетического комплекса предполагают взаимодействие различных компаний горнодобывающего и нефтегазодобывающего комплекса, пользующегося едиными инфраструктурными объектами и системами транспортировки сырья и энергоресурсов, таких как Северный морской путь, например. Кроме того, развитие энергетики трудно представить без одновременного развития систем снижения углеродной составляющей и выбросов парниковых газов. Частично это достигается за счет развития и вовлечения в промышленную эксплуатацию энергетических систем альтернативной энергетики, на базе солнечной, ветровой или тепловой энергии. Комбинация современных источников и первичных топливных ресурсов требует применения самых современных технологических и организационных решений. Тем более, что без этого невозможно достижение более высоких регуляторных и общественных требований к изменению климата и экологии. Одновременно с этим государству совместно с крупнейшими компаниями энергокомплекса приходится решать задачи инфраструктурного развития всего региона. Таким образом, динамика разработки и ввода в эксплуатацию месторождений Арктической зоны становится ключевым механизмом влияния и на решение экологических и технологических задач, а экономические параметров проектов, прежде всего их эффективность, становятся определяющими драйверами развития. Однако это сдерживается рядом факторов, среди которых – проблемы координации и нормативного обеспечения.
Введение
В последнее десятилетие развитие Арктической зоны РФ получило пристальное внимание и большое значение не только в самой России и граничащих с зоной странах, но и в большинстве развитых стран, так или иначе использующих или планирующих использовать природные богатства этой богатой ископаемыми ресурсами и альтернативными, зачастую естественными для этой территории, источниками энергии. В РФ работа и развитие Арктической зоны входит в ряд комплексных программ и учитывается в планировании и промышленном освоении. Однако минерально-сырьевая база из-за особенностей хозяйствования и юридического оформления находится в введении недропользователей, как правило крупнейших российских компаний с государственным и частным участием. Так, в качестве примера, можно говорить о том, что на одном из основных территориальных объектов – полуострове Ямал, ставшем фактически основной ресурсной базой РФ, хозяйственную и промышленную деятельность осуществляют более 30 компаний, среди которых есть и совместные предприятия с иностранным участием. Работы, такие как геологоразведка и подготовка ресурсной базы к разработке, ранее централизованно осуществлявшиеся Министерством геологии СССР, фактически осуществлявшем единое управление государственными запасами, распределены между разными собственниками. Единый государственный геолого-разведочный оператор ПАО «Росгеология» не имеет достаточных для развития перспективы объема работ и финансирования в этом регионе.
Переход на новую классификацию запасов как шаг к достоверному представлению состояния отечественной минерально-сырьевой базы
Отметим, что частные, как и государственные акторы, действуя в условиях рыночной экономики, вынуждены учитывать при проведении геолого-разведочных работ прежде всего собственные бизнес-цели, при этом эффективность их действий неодинакова. Единый подход к классификации запасов и ресурсов полезных ископаемых является дополнительным фактором, благотворно влияющим на процессы формирования и восполнения МСБ, поскольку позволяет объединить цели бизнеса и государства за счет объективной оценки объема наличных запасов и ресурсов.
В 2013 году Приказом Минприроды № 477 (от 01.11.2013) в России была утверждена новая «Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов» (НКЗ), ввод в действие которой данным приказом предусматривался в 2016 году. В период с 2016 по 2019 гг. НКЗ действовала в тестовом режиме. До введения НКЗ в России действовала Временная классификация 2001 г. (ВК-2001), которая во многом повторяла последнюю государственную классификацию советских времен от 1983 г. (ГК-1983). Согласно положениям ВК-2001, категоризация запасов осуществлялась на основе данных о геологической изученности и текущей стадии разработки эксплуатационного объекта. Временная классификация, как и ГК-1983, в качестве главной цели разработки определяла максимизацию коэффициента нефтеизвлечения без учета рентабельности и экономической целесообразности, характеризуя таким образом достаточно широкую группу технически извлекаемых запасов.
Среди основных причин появления НКЗ можно выделить следующие:
• изменившиеся условия недропользования;
• изменившаяся система хозяйствования;
• стремление к интеграции в глобальную экономику.
Главным изменением с 1992 года, когда был принят закон«О недрах», стало появление института платного недропользования, предусматривающего разделение ролей собственника недр и недропользователя, объединенных до этого в государстве, наделение их правовой субъектностью, собственными правами и обязанностями.
В целом переход к рыночной экономике требовал появления новой классификации, в основе которой лежит скорее геолого-экономическая и технико-экономическая оценки возможности разработки запасов полезных ископаемых, нежели административное регулирование, поскольку главными задачами ВИНК стали получение прибыли и удовлетворение интересов акционеров. В такой модели запасы превращаются в имущество, активы, требующие эффективного управления.
Реализация данной цели позволяет решить ряд важных задач в области недропользования как для государства, так и для ВИНК:
• повысить достоверность запасов и упростить схему их утверждения;
• снизить влияние административных барьеров;
• обеспечить комплексный подход к управлению параметрами льготирования добычи полезных ископаемых и совершенствование механизма государственного регулирования в области трудноизвлекаемых и нетрадиционных углеводородов для стимулирования вовлечения их в разработку;
• гармонизировать отечественную классификацию с международными системами с целью упрощения привлечения иностранных инвестиций.
Отметим, что на сегодняшний день как классификация запасов, так и государственная экспертиза характеризуются высокой степенью нормативно-правовой обеспеченности. Помимо непосредственно «Классификации запасов нефти и горючих газов», корпус обеспечивающих документов включает в себя постановления Правительства РФ от 11.02.2005 № 69 «О государственной экспертизе запасов» и от 03.02.2010 № 118 «О деятельности Центральной комиссии по разработке», «Методические рекомендации по применению новой классификации запасов» от 01.02.2016, «Правила разработки месторождений углеводородного сырья» от 14.06.2016, «Правила подготовки технических проектов» от 20.09.2019, Приказ Минприроды от 28.12.2015 № 56 «Требования к составу и правилам представления на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов».
Новая классификация запасов является также инструментом корректировки подходов к оценке запасов углеводородного сырья, что позволяет выделить в совокупном объеме запасов, отраженном в Государственном запасе полезных ископаемых, рентабельные, то есть те, разработка которых будет экономически эффективна, и те, разработка которых невозможна без помощи государства, представленной на сегодняшний день различными налоговыми вычетами и адресными льготами для крупнейших отечественных недропользователей.
Ухудшение качества МСБ является нормальным процессом, характерным только для России. В настоящее время он затрагивает даже благополучные в общественном сознании монархии Персидского залива. По мере старения минерально-сырьевой базы неизбежно увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в общем объеме отечественной добычи. По оценкам Минэнерго к 2035 году 15 % в общей добыче будет занимать добыча из объектов с ТРИЗ УВС, хотя на сегодняшний день эта доля составляет порядка 7–8 %. Введение новой классификации запасов позволило учесть увеличение доли ТРИЗ: к настоящему времени уже выпущены методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях, по подсчету запасов нефти в баженовской свите, по подсчету запасов газа объемным методом в коллекторах сенонских отложений, призванные улучшить процесс государственной экспертизы запасов.
Место трудноизвлекаемых и нетрадиционных углеводородов в структуре МСБ
Несмотря на всевозрастающую долю трудноизвлекаемых и нетрадиционных углеводородов в общемировом объеме добычи нефти и газа, единого согласованного определения, как и классификации, до сих пор не представлено. Вместо этого содержание этих терминов формируется параллельно в профессиональном и академическом сообществах, а также в регуляторной сфере. Очевидно, что смысловое наполнение этих терминов в нормативно-методических документах нефтедобывающих компаний и государственных нормативно-правовых документах будет отличаться.
В рамках российского правового поля содержание термина «трудноизвлекаемые запасы углеводородного сырья» раскрываются в Приказе Минприроды от 13.02.1998 № 41 «О временных критериях отнесения запасов нефти к категории трудноизвлекаемых» и Постановлении Правительства Российской Федерации от 19.09.2020 № 1499 «Об установлении видов трудноизвлекаемых полезных ископаемых, в отношении которых право пользования участком недр может предоставляться для разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых». Так, согласно Приказу № 41, «трудноизвлекаемыми следует считать запасы, экономически эффективная (рентабельная) разработка которых может осуществляться только с применением методов и технологий, требующих повышенных капиталовложений и эксплуатационных затрат по сравнению с традиционно используемыми способами». Согласно текстам указанных документов, к категории трудноизвлекаемых можно отнести следующие виды УВС:
• запасы всех типов залежей и месторождений, извлекаемые с применением термических методов или закачки реагентов, обеспечивающих смешивающееся вытеснение нефти;
• запасы подгазовых частей тонких (менее 3 метров) нефтяных оторочек;
• запасы периферийных частей залежей, имеющих нефтенасыщенные толщины, менее предельных для экономически рентабельного разбуривания сетью эксплуатационных скважин;
• нефть из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям;
• сверхвязкая нефть, добываемая на участках недр, содержащих нефть вязкостью 10 000 мПа·с и более (в пластовых условиях).
Учитывая качественные и количественные критерии, представленные также в НК РФ, можно представить следующую, нормативно обеспеченную, таксономию трудноизвлекаемых запасов нефти:
• нефти низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых пород,
• высоко- и сверхвязкие нефти и битумы,
• нефти, приуроченные к тонким нефтяным оторочкам или малым нефтенасыщенным толщинам,
• нефти Арктики и континентального шельфа.
Очевидно, что подобная классификация не является всеобъемлющей, поскольку основной фокус внимания в ней сосредоточен на жидких углеводородах, в то время как газообразные в данной классификации не представлены вообще.
Отсутствие понятийной базы и ранжированных категорий затрудняет процесс формирования единого для всех недропользователей правового поля, определения адекватных мер государственной поддержки, разработку и масштабирование эффективных технико-технологических решений вне периметров крупнейших отечественных ВИНК.
Прежде, чем перейти к классификации, необходимо определиться с качественными и количественными критериями, на основе которых она может быть построена. Качественные критерии определялись на основе разработанных классификаций, внедренных как на уровне отдельных организаций, так и на уровне органов государственной власти.
Добыча УВС может быть осложнена целым рядом факторов различной природы, которые позволят отнести углеводородное сырье к категории трудноизвлекаемого ресурса. Опираясь на существующие классификации, можно выделить следующие качественные критерии ТРИЗ, характеризующие как горные породы, так и пластовый флюид, и расположение самого месторождения. При этом часть критериев позволяет отнести к категории ТРИЗ запасы традиционных месторождений, часть характеризует нетрадиционные источники и запасы УВС.
На сегодняшний день точные количественные значения различных критериев ТРИЗ остаются неопределенными, поскольку с развитием технологий нефтедобычи происходит переход запасов из категории ТРИЗ в категорию неосложненных. Каждый критерий представлен значительным количеством отечественных и зарубежных классификаций, ни одна из которых не может быть в полной мере использована для обоснования льготирования добычи ТРИЗ.
В основе классификации, предложенной в работе [Ященко, 2014], лежат две группы критериев, позволяющие отнести нефть конкретной залежи, пласта, месторождения к категории трудноизвлекаемых: аномальные физико-химические свойства нефти и сложные условия залегания. Данная классификация базируется на результатах анализа физико-химических свойств 5000 образцов нефтей, которые могут быть отнесены к категории трудноизвлекаемых, собранных Институтом химии нефти СО РАН.
Отдельный интерес представляют разработанные отечественными учеными классификации нетрадиционных источников углеводородного сырья. В частности, в работе [Прищепа, 2013] представлена классификация, разделяющая все НЕТРАДИЗ на три группы объектов: первоочередной перспективы, средне/долгосрочной перспективы, гипотетические. К первой группе авторы отнесли тяжелые и высоковязкие нефти, природные битумы, метан угольных пластов. Ко второй – запасы нефти и газа, расположенные на глубинах более 4,5 км, а также сланцевые нефть и газ. К третьей – газогидраты и водорастворенные газы.
Наиболее широко известной отечественной классификацией ТРИЗ считается предложенная в 1994 году классификация Э.М. Халимова и Н.Н. Лисовского. В рамках данной классификации выделяются несколько групп трудноизвлекаемых запасов, характеризующих как сам пластовый флюид (группа аномальных нефтей), так и продуктивный пласт (группы неблагоприятных и технологически сложных коллекторов), и месторождение в целом (группа географически осложненных запасов). Несмотря на широкое распространение данной классификации, стоит отметить, что ее критериальная основа не позволяет в полной мере охватить существующее разнообразие ТРИЗ и НЕТРАДИЗ (которые в рамках данной классификации рассматриваются лишь частично). Так, например, аномальные нефти характеризуются единственным параметром – вязкостью (более 30 сП), неблагоприятные коллекторы – проницаемостью (менее 30 мД), технологически осложненные – степенью выработанности от объема начальных извлекаемых запасов (НИЗ) (более 70 %), географические сложности показаны через удаленность от инфраструктуры и предполагают использование ряда районных коэффициентов.
Несложно заметить, что похожие критерии используются и в Налоговом кодексе РФ без введения самого термина «трудноизвлекаемые запасы». Вместо него появляются льготируемые запасы: граничным условием получения льготы по вязкости и степени выработанности, отмененных в 2021 г., были значение в 200 сП и 80 % соответственно, для льготы по проницаемости (Кд) – 2 мД, для географических льгот (Ккан) – регион/акватория расположения месторождения (Республика Саха (Якутия), Иркутская обл., Красноярский край, внутренние морские воды/ территориальное море севернее Северного полярного круга, континентальный шельф РФ, Азовское и Каспийское, Черное, Охотское моря, Ненецкий АО, п-в Ямал в ЯНАО). Дополнительно в НК РФ предусмотрены льготы для низкопродуктивных баженовского, абалакского, хадумского и доманикового горизонтов (БАХД).
Несмотря на некоторую лапидарность, классификация Лисовского–Халимова (в интерпретации ФНС) благополучно используется внутри профессионального сообщества. Разумеется, как и любая другая, данная классификация не лишена недостатков в части количественных значений, включенных в нее параметров. Основные сложности связаны с проницаемостью пласта и вязкостью флюида. Приведенное в оригинальной работе граничное значение по проницаемости в 30 мД представляется нам избыточным для отнесения объекта к категории ТРИЗ, с другой стороны – представленное в НК РФ значение в 2 мД отсекает значительное количество объектов, фильтрация в которых приобретает нелинейный характер в силу малой проницаемости (эмпирически установленное граничное значение – 4 мД). То же касается и вязкости: представленное в классификации Халимова–Лисовского и НК РФ (до своего исключения в 2021 г.) значения (более 30 сП и 200 сП соответственно) не отвечают, на наш взгляд, смыслу критерия. Граничное значение в 100 сП представляется авторам более объективным маркером трудноизвлекаемой по степени подвижности нефти.
Чем более сбалансированными и согласованными будут критерии определения трудноизвлекаемых и нетрадиционных углеводородов, тем проще станет задача обеспечения сотрудничества как на межгосударственном уровне, так и на уровне бизнеса и научных кругов. Все рассмотренные подходы к классификации содержат рациональное зерно, на их основе можно синтезировать как единое согласованное определение ТРИЗ и НЕТРАДИЗ, так и единую классификацию таких углеводородов.
Текущее состояние минерально-сырьевой базы Арктики и механизмы ее восполнения
Как уже отмечалось выше, современный этап развития отечественной МСБ характеризуется устойчивым ростом доли ТРИЗ и НЕТРАДИЗ, значительным (до 2/3 от общего объема) присутствием обводненных запасов и отсутствием крупных открытий в последние годы.
При этом, благодаря тому, что действующая классификация, ориентирована прежде всего на обеспечение и повышение рентабельности разработки месторождений УВС, можно с уверенностью утверждать, что совокупный объем запасов углеводородного сырья не является жестко определенной величиной, а способен гибко реагировать на изменения рыночной конъюнктуры. Одним из главных отличий отечественной МСБ от целого ряда других государств является полное обеспечение собственных потребностей российской экономики, даже в условиях полного запрета на экспорт-импорт ресурсов.
Основным инструментом восполнения минерально-сырьевой базы являются геолого-разведочные работы, организацией и проведением которых занимается как государство (через предприятия, входящие в структуру холдинга «Росгеология»), так и сами недропользователи (через собственные ответственные подразделения или с привлечением отечественных и зарубежных сервисных подрядчиков). К сожалению, российская геологоразведка в полной мере подвержена влиянию негативных тенденций, аналогичных тем, что приводят к сокращению инвестиций в ГРР и в итоге становятся причиной значительного недофинансирования данной отрасли (а следовательно, и замедления процессов восполнения МСБ) за рубежом:
• нестабильное положение на сырьевых рынках, их зависимость от «эмоциональных» инвесторов, остро реагирующих на кризисные явления последних лет (сделки в формате ОПЕК+, пандемические локдауны);
• сокращение доходов ВИНК на фоне этих же кризисных явлений, поиск путей оптимизации затрат, прежде всего на долгосрочных проектах, находящихся на ранней стадии развития (к которой относятся, в том числе, и ГРР);
• политические решения, направленные на форсирование процессов энергоперехода (отказ банков кредитовать нефтегазовые проекты, призывы к немедленной остановке поисков новых месторождений, предложения запретить добычу УВС в отдельных регионах, санкционное давление).
Однако отечественная геологоразведка страдает и от специфических страновых факторов, главным из которых является отсутствие системного подхода к развитию МСБ. Ярко это проявляется на примере Арктики и арктического шельфа, геологическая изученность которого, особенно восточной его части, недостаточна для эффективного управления его ресурсами, в отличие, например, от акваторий Черного и Каспийского морей или шельфа о. Сахалин, хорошо изученных как сейсморазведкой, так и поисково-разведочным бурением.
Разумеется, эффективность и продолжительность ГРР на восточной части российского арктического шельфа во многом зависят от неуправляемых природно-климатических факторов, в частности – от продолжительности сезона открытой воды, которая здесь не превышает 2–2,5 месяца в год, и сложной ледовой обстановки на протяжении большей части года. В таких условиях бурение поисково-разведочных скважин с полупогружных или самоподъемных буровых установок труднореализуемо, поскольку в ледостойком исполнении они практически не представлены. Высокоширотные буровые суда также существуют пока преимущественно в виде проектов, за исключением отечественного БС «Валентин Шашин», работающего в составе флота АО «Арктикморнефтегазразведка», и принадлежащего шотландской Stena Drilling БС Stena ICEMAX.
При этом западная Арктика – Баренцево (вместе с Печорским) и Карское моря – также изучена хорошо настолько, что прогнозы ее перспектив с точки зрения нефтегазоносности общеизвестны. Одна из последних отечественных оценок приводится в работе [Назаров и др., 2021], согласно которой основная доля (ок. 90 %) в общем углеводородном потенциале (> 50 млрд т.н.э.) принадлежит природному газу, большая часть запасов которого прогнозируется в акватории Карского моря. Среди зарубежных наибольшую известность получила оценка, выполненная в 2008 году Геологической службой США. Согласно данной оценке, объемы уже добытого УВС и остаточных доказанных запасов (в российской классификации им соответствуют категории А+В+С1) на более чем 400 месторождений, расположенных к северу от полярного круга, составляли на 01.01.2008 порядка 30 млрд т.н.э. При этом общий объем неразведанных запасов УВС был оценен в районе 60 млрд т.н.э., из них нефть – 13 млрд т, природный газ – 47,2 трлн м3, конденсат – 6 млрд т [Bird, 2008].
Заметим, что данная оценка неоднократно дополнялась, в 2012 году, например, были пересмотрены запасы традиционных углеводородов в циркумполярных странах, расположенных к северу от 66 параллели [Schenk, 2012]. Согласно данной оценке, объемы неразведанных запасов нефти и природного газа без учета конденсата составляют около 50 млрд т.н.э., при этом на долю России приходится 4 млрд т нефти и 26,5 трлн м3 природного газа (для сравнения совокупные неразведанные запасы США и Канады оценены в 8,7 млрд т нефти и 12,9 трлн м3 природного газа). По сравнению с` оценкой 2008 года изменения оцененных неразведанных запасов нельзя назвать значительными: +3 % по запасам нефти, −13 % по запасам газа.
К любой оценке ресурсных перспектив Арктики, на наш взгляд следует подходить с осторожностью, так как далеко не всегда «потенциальные» и «неразведанные» тонны и баррели превращаются в реальные, в чем легко можно убедиться на примере проектов, реализованных в 1970–80-х гг. на островах Канадского Арктического архипелага или в 2010-х гг. на шельфе Гренландии. Соответственно, любые подобные оценки следует воспринимать как некоторую условность, отражающую реальность с определенными допущениями.
Например, в России на Государственном балансе полезных ископаемых на начало 2021 года числились следующие объемы геологических и извлекаемых запасов месторождений, расположенных за Северным полярным кругом [ВСЕГЕИ, 2021]:
В отличие от государства, ВИНК для развития собственной ресурсной базы могут использовать не только геологоразведку, но и рыночные инструменты (см. рисунок 3).
Другим существенным отличием является обязанность недропользователя предлагать способы перевода запасов в рентабельную категорию, таким образом государство освобождает себя от необходимости поисков технологических и организационных решений для повышения рентабельности разработки месторождений с осложненными запасами, перекладывая эту задачу на недропользователя.
В каждой из отечественных ВИНК на сегодня функционирует собственная система развития ресурсной базы, которая опирается не только на отечественную классификацию запасов, но и на принятые за рубежом, в частности – Систему управления запасами нефти Общества инженеров-нефтяников (SPE-PRMS) или классификацию Комиссии США по ценным бумагам (SEC), что обусловлено тесными внешнеэкономическими связями современных нефтегазовых компаний. Безусловно, ведение учета запасов сразу в нескольких, отличающихся друг от друга, классификациях является фактором риска, поскольку потенциально позволяет представлять объем запасов в выгодном для недропользователя, а не для государства свете.
Недропользователи безусловно учитывают существующие программы и документы стратегического планирования (Энергостратегия, генсхемы развития нефтяной и газовой промышленности) при формировании стратегий развития собственных активов, планировании НИР и НИОКР, реализации слияний, поглощений, образовании совместных предприятий, в том числе и с зарубежным участием, ведении лицензионной деятельности. В поддержку указанных корпоративных документов обычно готовится и принимается соответствующая нормативно-методическая документация, описывающая стандартные процедуры и методики.
Следует отметить, что к работам в системе мероприятий по восполнению ресурсной базы ВИНК привлекают не только отечественных, но и зарубежных подрядчиков. Так, например, в качестве внешних аудиторов запасов крупнейших российских ВИНК выступают американские консалтинговые фирмы DeGolyer and MacNaughton и Miller and Lents, что опять же является следствием включенности отечественных компаний нефтегазового сектора в мировую экономику. Однако привлечение к аудиту запасов иностранных аудиторов связано с целым рядом рисков – санкционных, инвестиционных, а также с рисками передачи конфиденциальной информации иностранным конкурентам. Государственную экспертизу запасов осуществляет Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых при поддержке экспертного сообщества ЕСОЭН. Важной вехой актуализации и уточнения текущего состояния отечественной МСБ стала инвентаризация запасов, которая позволила, не только повысить прозрачность составляющих МСБ запасов (даже несмотря на ограниченный охват месторождений УВС), но и ряд системных проблем.
В настоящее время крупные ВИНК являются столь же важными участниками процесса формирования МСБ, как и государство, но для преодоления различий в корпоративных подходах и их адаптации к государственному подходу к формированию и аудиту МСБ требуется выстраивание новых связей как между компаниями (и нефтяными, и газовыми), так и между государственными акторами (Минприроды, Роснедра, Минэнерго, Минэк).
Иными словами, требуется формирование такой структуры единой государственной минерально-сырьевой базы, которая бы аггрегировала в себе всю информацию как от недропользователей, так и от государственных органов. Подобный подход может стать хорошей основой для формирования технической политики, так как такой подход предполагает комплексный, системный подход не только к непосредственному формированию МСБ, но выработке технических условий и требований к огромному комплексу оборудования и технологий. Примером реализации такого комплексного подхода может служить работа Технического комитета ТК67 ИСО, объединяющего все ключевые направления развития нефтегазовой отрасли, или Технического комитета ТК23 по национальной стандартизации, в работе которого принимают участие практически все ключевые компании отрасли.
По аналогии рассматривая перспективы МСБ Европы, несмотря на участие в освоении УВС большего количества игроков, ресурсная база благодаря открытой статистике и более открытой информационной кооперации с ведущими аналитическими агентствами, есть возможность с верхнего «рыночного» уровня производства сырья дойти до более детальной информации по самой ресурсной базе и ее развитию. Для России информация, и самое главное – система комплексного управления МСБ, по-прежнему остается в лучшем случае в формате информационно-координационной функции для формирования единого бюджета доходной части. Это никак не связано с формированием инвестиционной составляющей для всего комплекса управления и стратегического планирования направлениями отраслевого бизнеса в сегменте Upstream (ГРР, добыча, сервис), которые следует рассматривать как единый инструмент развития МСБ, в частности через развитие технологической и экологической составляющих.
Выводы
Резюмируя всю представленную в настоящей работе информацию, можно выделить следующие проблемы, требующие скорейшего решения:
• Риски разработки и внедрения новых процессов и технологий в конечном итоге переложены на заказчика проекта, а не разработчиков.
• Продажи технологий в России в пакете практически нет, в лучшем случае отечественные технологии идут как часть импортной.
• Большой разрыв в квалификация проектировщиков и компаний, занимающихся инжинирингом, собственно, как и технологическое обеспечение, во многом из-за трудностей переоснащения и переподготовки.
• Отсутствие эффективных механизмов финансирования и поддержки лидеров, ведомственные барьеры.
• Перспективные участки нераспределенного фонда недр, как, собственно, и подлежащего повторной реализации, не получают дополнительной геологической информации, повышающей их инвестиционную привлекательность, даже если входят в единый государственный информационный ресурс результатов геологоразведочных работ.
• Агрегирование информации и ресурсов, для создания рыночно ориентированных продуктов, способных поддержать выход на глобальные рынки.
• Консолидация ресурсов и знаний для компетентного сопровождения роста отрасли темпами, необходимыми для перспективного развития.
• Еще не одно десятилетие арктические газы будут составлять основу газовых запасов России, и это значит, что они составят основу энергетики региона и развития всей экономики.
• Развитие нормативной базы для проектирования, строительства и эксплуатации объектов нефтегазовой промышленности Арктической зоны – фундаментальная основа для развития всей газовой отрасли страны.
• Освоение углеводородных месторождений континентального шельфа и арктических регионов требует совместных усилий нефтегазовой отрасли и всей промышленности.
• Необходимо сформировать отраслевую технологическую платформу, унифицировать требования к оборудованию и процессам нефтегазовой отрасли. Российское газовое общество готово выступить в такой роли.
• В формировании отраслевой технологической платформы должны участвовать общественные организации, объединяющие участников рынка.
• Отраслевая платформа должна объединять все заинтересованные стороны: заказчиков, производителей, государственные органы, общество.
