6.7. Сырьевая база российского нефтегазового комплекса

Изменения сырьевой базы подчиняется естественным природным закономерностям, связанным с конечностью невозобновляемых запасов минерального сырья (в нашем случае нефти и газа).

В настоящее время в сырьевой базе нефтяной отрасли налицо признаки поздней стадии разработки основных нефтегазовых месторождений. Продолжением «молодости» для нефтегазоносных провинций может стать открытие нового структурного этажа нефтегазоносности, а для страны в целом - открытие новых богатых провинций. Однако достаточно высокая степень геологических исследований говорит о том, что имеющиеся и потенциальные этажи нефтегазоностности ни в какой степени не сравнимы по продуктивности с основными юрско-меловыми отложениями. Новые провинции (Тимано- Печорская, Восточно-Сибирская и Прикаспийская) ни по объему запасов, ни по условиям добычи не могут фундаментально переломить ситуацию. Месторождения, открытые на арктическом шельфе, находятся в таких природно-климатических условиях и так слабо освоены, что издержки добычи будут высокими.

Проблемы, с которыми столкнется российский нефтегазовый комплекс (НТК) в ближайшей перспективе:

1. дефицит инвестиций, особенно острый в условиях прогрессирующего старения и высокой изношенности основных фондов, приводящих к некомпенсируемому выбытию мощностей. Инвестиционный климат пока остается недостаточно благоприятным как для российских, так и для иностранных инвесторов, однако, несмотря на отсутствие государственной поддержки, крупные компании все же постепенно увеличивают капиталовложения в реконструкцию и модернизацию, а также осуществляют новое строительство. Отсутствие стимулов к инвестированию сохраняет высокими издержки в НТК и обуславливает слабую восприимчивость к научно-техническому прогрессу;

2. ухудшение процессов воспроизводства минерально-сырьевой базы, вызванное сокращением объема геолого-разведочных работ на фоне перехода крупнейших нефтяных и газовых месторождений на поздние стадии естественной динамики. Негативное воздействие оказывает отсутствие экономических стимулов к наращиванию ресурсного потенциала разрабатываемых месторождений за счет продления периода их рентабельной эксплуатации и увеличения нефтеотдачи. Отрицательно сказывается и несовершенство законодательной базы, допускающей нерациональное использование выданных лицензий. В частности, нефтедобывающая отрасль столкнулась с такими проблемами, как: ухудшение качества запасов, неполное выполнение лицензионных и проектных решений, выборочная отработка залежей, снижение коэффициента извлечения нефти, наличие большого числа простаивающих скважин, нессответствие применяемой технологии структуре запасов ухудшенного качества, прогрессивное вытеснение отечественных технологий западными;

444

3. сложившиеся ценовые диспропорции, порожденные неправильной политикой ценообразования в предыдущие периоды. Диспропорции сложились как между взаимозаменяемыми энергоносителями (мазут, природный и попутный газ, уголь), так и между энергоносителями и другими товарами (например, между ценой дизтоплива и зерна, природного газа и минеральных удобрений и т.п.).

4. отсутствие дифференцированного подхода при установлении налоговой нагрузки для вновь введенных месторождений и для старых месторождений с падающей добычей, нефтегазовых месторождений с особо тяжелыми геолого-экономическими условиями добычи;

5. недостаточно диверсифицированная институциональная структура НТК и низкая эффективность государственного регулирования деятельности комплекса.

В мировой практике считается, что объем прироста запасов должен в 2 раза превосходить объем ежегодной добычи.

В России начиная с 1993 г. включительно ситуация с воспроизводством сырьевой базы стала ухудшаться: на протяжении ряда лет резко снижались объемы геологоразведочных работ (ГРР), соответственно, сокращалось количество открытий новых месторождений.

Отметим, что до 1992 г. объемы воспроизводства нефти и газа превышали добычу этих полезных ископаемых. Практически именно за счет советских вложений в геологию был создан задел для развития нефтегазового комплекса современной России.

В 2002-2005 гг. наметилась положительная тенденция, которую можно и нужно будет закрепить: в 2005 г. была достигнута компенсация добычи углеводородного сырья приростом запасов. Это произошло по трем причинам. Во-первых, был ужесточен контроль над выполнением условий недропользования со стороны Министерства природных ресурсов (МПР) России, включая инвентаризацию лицензий и контроль оговоренных в лицензионных соглашениях объемов поисковых работ за счет собственных средств пользователей недр. Во- вторых, завершилось разведочное бурение, начатое еще в 2000-2001 гг. за счет отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы и оставленное после отмены налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) в распоряжение компаний. В-третьих, немаловажную роль сыграли высокие мировые цены на нефть, позволившие компаниям инвестировать в геологоразведку значительные собственные средства.

Для гарантированной устойчивой компенсации добычи запасами специалисты министерства предлагают комплекс мер, касающихся как нераспределенного, так и распределенного фонда недр.

В нераспределенном фонде недр необходимо обеспечить предлицензионную подготовку новых участков к аукционам с целью оценки нефтегазового ресурсного потенциала пока еще слабоизученных отдаленных районов страны и новых нефтегазоносных горизонтов в изученных добывающих районах. Для этого за счет средств федерального бюджета необходимо провести региональные геофизические работы: бурение параметрических, поисковых и оценочных скважин. При этом необходимо расширить практику выдачи лицензий на геологическое изучение недр на условиях риска как за счет крупных компаний, так и малых и средних предприятий, ввести прозрачную процедуру бесконкурсного предоставления права пользования недрами для геологического изучения на условиях риска в случае только одного заявителя.

При такой системе часть затрат федерального бюджета будет ежегодно возвращаться в виде бонусов от аукционов и конкурсов на право пользования недрами, а часть - за счет налога на добычу углеводородов новых месторождений.

В распределенном фонде недр необходимо ужесточить контроль за выполнением условий лицензионных соглашений, ввести в практику безусловный автоматический возврат государству лицензий в случаях невыполнения условий пользования недрами. Теоретически это звучит верно, но на практике имеет место неравнозначный подход к недропользователям.

Эксперты считают, что перспективы совершенствования методов разработки нефтегазовых месторождений заключаются в следующем [370]:

• организовать текущий анализ и мониторинг сырьевой базы нефтегазового комплекса;

• проводить обобщение результатов разработки нефтегазовых месторождений;

• осуществлять текущий государственный контроль за эксплуатацией недр;

• сформировать государственные программы, нацеленные на увеличение отдачи недр;

• интенсифицировать разработку и применение инновационных технологий в области повышения отдачи пластов и рационализации процессов разработки залежей.

Перечисленные проблемы касаются интенсификации работ по воспроизводству минерально-сырьевой базы и усилению государственного контроля за разработкой месторождений.

Больным вопросом остается проблема модернизации существующей законодательной базы. В проекте нового закона «О недрах», внесенного в Государственную Думу РФ для обсуждения, введены новации, суть которых в следующем [371]:

• сейчас собственность на недра является государственной, а предлагается считать, что собственность на недра является федеральной; предусматривается полный отказ от проведения конкурсов и их замена исключительно на аукционный принцип распределения участков недр;

• предусматривается полностью перейти от лицензионной формы пользования недрами на гражданско-правовую форму;

• предусматривается перейти от разрешительной формы оборота прав на оборот прав, ограниченный лишь условиями аукциона;

• по-новому сформулирован пункт о возможности прекращения государством права пользования недрами;

• вводится четкий перечень случаев, при наступлении которых право пользования недрами может быть досрочно прекращено в судебном порядке.

Анализ состояния минерально-сырьевой базы нефтегазового комплекса был бы неполным без более подробного рассмотрения потенциальных ресурсов российского нефтегазового комплекса.

Недра Западной Сибири. К настоящему времени на долю Западной Сибири приходится 50% от накопленной добычи нефти и 80% - газа. По итогам 2005 г. доля Западной Сибири в российской добыче нефти превысила 69%, в добыче газа - 94%. Более чем 30-летняя история освоения нефти и газа Западной Сибири демонстрирует уникальность ресурсного потенциала этого региона.

По оценке экспертов Сибирского научно-аналитического центра, Западная Сибирь не только не исчерпала своих возможностей, но и в достаточно длительной перспективе останется ядром нефтегазодобывающей промышленности России.

Во-первых, доля Западной Сибири в текущих разведанных запасах углеводородов России составляет 70% по нефти, более 75% по газу и почти 65% по газовому конденсату. Во-вторых, оценка перспективных и прогнозных ресурсов Западной Сибири превышает текущие запасы природного газа почти в 2 раза, жидких углеводородов - в 3,5 раза.

Кроме того, в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах региона создана мощная производственная и транспортная инфраструктура, обеспечивающая добычу и поставки нефти и газа потребителям внутри страны и за рубежом.

При наличии огромных ресурсов углеводородов в Западной Сибири имеются и проблемы. Особенно остро стоит проблема для газовой отрасли Западной Сибири. Дороговизна ямальской программы, истощение крупнейших месторождений - Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, выход добычи на более глубокие горизонты с запасами «жирного» газа, а следовательно, необходимость затрат на доведение его до нормы. Затраты потребуются также на модернизацию той самой «мощной инфраструктуры», созданной в основном в 1970-1980-е годы, на новую инфраструктуру для добычи и транспортировки газа Ямала, на повышение нефте- и газоотдачи пластов действующих месторождений.

Принципиальной проблемой газовой отрасли уже в ближайшие годы станет ситуация с остаточным низконапорным газом вырабатываемых месторождений. При этом в категорию низконапорного попадает 15-20% извлекаемых запасов природного газа.

По данным специалистов ВНИИГАЗ, структура современных разведанных запасов газа с точки зрения обоснования, добывающих возможностей представлена следующим образом: высокоэффективные запасы газа Надым-Пур-Тазовского региона в Западной Сибири - 22,5%, глубокозалегающие горизонты - 16,1%, запасы низконапорного газа - 16,9%, запасы сероводородсодержащего газа - 8,7%, запасы газа, удаленные от районов с развитой инфраструктурой более чем на 500 км, - 35,8%.

Недра Восточной Сибири. Суммарные извлекаемые ресурсы нефти и газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) оцениваются в 62,3 млрд т нефтяного эквалента (НЭ), из которых 55,8 млрд т НЭ относятся к перспективным. Эти ресурсы углеводородов слагаются из 10,6 млрд т нефти, 0,9 трлн м³ попутного газа, 41,9 трлн м³ свободного газа и 2,4 млрд т конденсата.

Эксперты Сибирского НИИ геологии, геофизики и минерального сырья отмечают ряд «благоприятных особенностей» распространения углеводородов Восточной Сибири, важнейшей из которых является концентрация запасов нефти и газа в нескольких очень крупных месторождениях: Юрубчено-Тахомской зоне, Верхнечонском, Ковыктинском и Чаяндинском.

Реальная добыча в объеме 15 млн тонн в год ведется пока только в Томской области, и в дальнейшем планируется ее наращивание. Доказанные запасы нефти здесь составляют 258 млн тонн, дополнительный поисковый потенциал - 200 млн тонн.

Ресурсный потенциал Красноярского края и Эвенкии - 170 млн тонн нефти и 1,4 трлн м³ газа (доказанные плюс вероятные запасы). Начало добычи нефти планируется на 2006 г., пик в объеме 13 млн тонн в год - начиная с 2010 г.

Республика Саха-Якутия и Иркутская область - наиболее высокозатратные регионы из- за удаленности и сложности геолого-технологических условий разработки. Но здесь же сконцентрированы и самые крупные доказанные запасы - 380 млн тонн нефти и 2,5 трлн м³ газа. Кроме того, дополнительные потенциальные запасы оцениваются более чем в 1 млрд тонн. В целом по Восточной Сибири потенциальные запасы нефти составляют 2,3 млрд тонн, доказанные - 431 млн тонн (не включая Томскую область). Уже отмечалось, что газ ряда восточносибирских месторождений имеет повышенное содержание гелия.

Прогнозные месторождения в Восточной Сибири более древние, чем те, которые разрабатываются в Западной Сибири. Поэтому придется бурить на глубину не 3-4 км, а 5-7 км. Каковы запасы этих месторождений, пока сказать точно нельзя. По прогнозам они могут достигать миллиардов тонн нефти и триллионов кубических метров газа [372].

Подводные богатства. Начальные суммарные ресурсы нефти и газа по сегодняшним оценкам составляют 130-136 млрд т.у.т или около 100 млрд тонн извлекаемых запасов, распределенных в 16 крупных морских нефтегазоносных провинциях и бассейнах континентального шельфа и глубоководной зоны. Из них 15,8 млрд т составляют ресурсы нефти и конденсата, и более 82 трлн м³ - природного газа. В то же время разведанность начальных суммарных ресурсов российского шельфа невелика и в большинстве районов не превышает 9-12%.

Анализ распределения начальных суммарных ресурсов по акваториям показывает, что их наибольшая доля - около 66,5% - приходится на моря Западной Арктики (Баренцево, Печорское, Карское). Запасы углеводородов Арктического региона оцениваются в 100 млрд тут [392]. Следующие в распределении суммарных ресурсов - Охотское, Восточно­Сибирское, Каспийское и остальные моря.

Освоение этого потенциала способно сыграть заметную стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, смягчая или нивелируя возможный спад ее уровней, который прогнозируется рядом экспертов за счет истощения континентальных месторождений в период 2010-2020 гг.

Уже открыты крупные месторождения и имеются солидные перспективные ресурсы.

Среди них Печоро-Баренцевоморский регион, Северо-Восточный шельф Сахалина (где на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) уже ведется добыча около 2 млн тонн нефти в год) и российский сектор Каспия. К этой же группе можно отнести и российский сектор Балтийского моря, где, несмотря на ограниченные запасы нефти, возможно их быстрое освоение за счет высокоразвитой инфраструктуры приморских территорий. В перспективе до 2020 гг. планируется начать освоение газовых и газоконденсатных месторождений в губах и заливах Карского моря.

Ресурсы Северо-Запада. Еще одним важным компонентом ресурсно- производственной базы российского ТЭК являются запасы нефти и газа Северо-Западного региона, а это около 9% от числа всех открытых месторождений углеводородов России. В целом регион обладает значительным потенциалом для расширения сырьевой базы: начальные суммарные ресурсы оцениваются в 8 млрд т.у.т, включая 4,7 млрд т нефти и 2,3 трлн м газа. При этом на долю Тимано-Печорской провинции приходится 99% ресурсов Северо-Запада, а также 94% добычи нефти и 100% добычи газа. Однако степень выработанности запасов составляет в среднем 76%, а степень разведанности - 44%, поэтому рассчитывать на существенный рост добычи в регионе в долгосрочной перспективе не приходится, а развитие региона связано в основном с транспортными проектами (БТС, Западная Сибирь - Мурманск).

Наиболее подробно ситуацию с добычей нефти в регионе отражает прогноз ВНИГРИ. Согласно ему, в целом по округу при условии вовлечения в освоение запасов новых месторождений и благоприятной конъюнктуре предполагается рост добычи нефти в период 2003-2013 гг., стабилизация в период 2014-2019 гг. и существенное падение в период 2020­2031 гг. и дальнейшее постепенное снижение к 2050 г.