Практическая работа № 8. - Уфимский государственный

Энергостратегия РФ до 2035 года
Минэнерго завершило разработку энергостратегии до 2035 г. (копия есть
у «Ведомостей»). Документ направлен на согласование в госорганы, сказал
представитель министерства. Минэкономразвития и Минприроды его
получили и готовят заключения, сообщили их представители. Представитель
Минфина не ответил на запрос.
Энергостратегию до 2035 г. планировалось принять еще в 2014 г., но изза санкций и падения цен на нефть ее рассмотрение было перенесено
на середину 2015 г. Принята она может быть осенью. На ее основе планируется
подготовить генеральные схемы развития газовой, нефтяной, угольной
и энергетической отраслей.
Надежда — частный бизнес
Энергостратегия до 2035 г. исходит из двух сценариев — консервативного
(базовый прогноз Минэкономразвития) и целевого («максимально полное
использование энергетического сектора»).
Рост импорта углеводородов будет замедляться, так как большинство стран
стремятся диверсифицировать структуру энергетики, развивать неуглеродные
источники энергии, нетрадиционные виды топлива, что сужает рыночные
ниши для России, говорится в энергостратегии. Валютные поступления
от энергетического экспорта расти не будут: на европейском направлении —
по причине ограниченного спроса, на азиатском —из-за недостаточности
инфраструктуры и необходимости больших капиталовложений в ее развитие.
Возникшие при девальвации рубля конкурентные преимущества российских
энергоресурсов пропадут за несколько лет из-за высокой стоимости капитала
и ограниченного доступа к внешним инвестициям и технологиям,
предупреждает энергостратегия: требуется радикальное повышение гибкости
экспортной политики, продуктовая и географическая диверсификация и,
главное, существенное снижение издержек. Для развития энергетики нужно
увеличить инвестиции в 1,2−1,5 раза до $2,3−2,8 трлн в ценах 2013 г.
Состояние нефтяной ресурсной базы позволяет поддерживать текущий
уровень добычи (примерно 525 млн т) и увеличить его при хорошей
конъюнктуре, а газовой — существенно нарастить ее. К 2035 г. за счетгеологоразведочных работ может быть обеспечен прирост нефти более чем в 13−15
млрд т, газа — в 25−27 трлн куб. м. Крупномасштабная добыча нефти и газа
на северных территориях и шельфе Арктики возможна только после 2035 г.
Стратегия призывает к господдержке независимых малых и средних нефтяных
компаний. Их роль будет расти после 2020 г.: структура запасов углеводородов
ухудшится, понадобятся и большая инновационная активность,
и эффективность капитальных затрат, и гибкость к изменениям конъюнктуры.
Другие целевые показатели: увеличение коэффициента извлечения нефти
до 40%, доля трудноизвлекаемых ресурсов — 17% (сейчас — около 8%),
повышение глубины переработки с 72 до 90%, повышение выхода светлых
нефтепродуктов с 58 до 73−74%, утилизация не менее 95% попутного
нефтяного газа (84% в 2014 г.), увеличение поставок на азиатские рынки в 2
раза до 110 млн т. Экспорт нефти по целевому сценарию вырастет к 2020 г.
на 7−8% до 239 млн т, а к 2035 г. — на 24% до 276 млн т.
Стратегия предусматривает совершенствование налогового режима, в том
числе налог на финансовый результат. Предложенного Минфином налога
на добавленный доход в стратегии нет.
Газу нужен $1 трлн.
Документ предусматривает рост добычи газа в России к 2020 г. на 3−17%,
но цифры нет; к 2035 г. рост составит 29−39%, добыча — 821−885 млрд куб. м.
Внутреннее потребление газа в 2015 г. составит 459 млрд куб. м, к 2035 г. оно
вырастет на 17−24% до 542−571 млрд куб. м, за счет чего — не указано.
Экспорт в 2015 г. снизится на 4−5% до 198−201 млрд куб. м. К 2020 г. целевой
сценарий предполагает его рост на 21% до 244 млрд куб. м,
а консервативный — падение на 8,5% до 184 млрд куб. м. Закупки снижают
Украина и страны Центральной и Восточной Европы.
К 2035 г. экспорт в Европу увеличится на 1−10%, а поставки в СНГ снизятся
на 35−59%. В 2014 г. «Газпром» экспортировал в Европу 159,4 млрд куб. м,
а в страны ближнего зарубежья — 48 млрд куб. м. Таким образом, стратегия
предусматривает, что к 2035 г. «Газпром» будет экспортировать в Европу
максимум 175 млрд куб. м, т. е. как в 2013 г., а в СНГ — 20−30 млрд куб. м.
До 2011 г. только Украина покупала 40−55 млрд куб. м.
Прежде «Газпром» ожидал существенного роста экспорта в Европу, под это
добычные мощности увеличились до 620 млрд куб. м, под это же построены
газопроводы, на все это потрачено примерно 2 трлн руб., но сейчас треть
добычных мощностей не задействовано.
Стратегия предусматривает перераспределение экспорта за счет поставок
в Азию и производства сжиженного природного газа (СПГ). К 2035 г. Россия
будет поставлять в Азию по трубам 128 млрд куб. м, а экспортировать в виде
СПГ — 74 млрд куб. м (54 млн т). Пока у «Газпрома» только один азиатский
контракт — с CNPC на поставку до 38 млрд куб. м в 2019—2021 гг.
У «Газпрома» на Сахалине есть единственный в России завод СПГ мощностью
10 млн т, но расширять его не дают санкции США, запрещающие поставлять
в Россию специальное добычное оборудование.
Стратегия предусматривает запуск производства такого оборудования
в России. В 2020—2021 гг. на полную мощность — 16,5 млн т — должен выйти
завод «Ямал СПГ» (строится).
Азиатское экспортное направление предполагает развитие месторождений
Восточной Сибири и Дальнего Востока.
Доля газовой отрасли в структуре капитальных затрат российского ТЭКа
до 2035 г. вырастет с 28 до 38% и составит до $1 трлн.
Среди угроз энергостратегия называет сланцевую революцию в США
и возобновляемую энергетику, ставку на которую сделала Европа.
Из перспективных угроз — газовые гидраты, которые могут привести
к перераспределению мировых потоков сырья.
Чтобы решить задачу по росту и диверсификации экспорта, нужна полная
либерализация внутреннего рынка газа, в том числе в части ценообразования,
говорится в документе.
АЭС и возобновляемые источники энергии
В стране имеется потенциал энергосбережения, достигающий половины
текущего энергопотребления, говорится в энергостратегии. Также отмечается
возможность значительного повышения эффективности проектов в энергетике
при существенном снижении трат.
В стратегии упомянуто несколько проблем, с которыми столкнулись отрасли
электро- и теплоэнергетики. Среди них — износ основных фондов
при отсутствии стимулов для их вывода или модернизации.
Одна из ключевых проблем — несовершенство модели отношений
и ценообразования в сфере теплоснабжения и недостаток конкуренции
на оптовом и розничном рынках энергии и мощности. Необходимо решить
и вопрос с постоянно меняющимися подходами к тарифообразованию. В числе
ключевых проблем — большая доля импортного оборудования в отрасли.
Вопрос ценообразования на оптовом и розничном рынках на сегодня один
из главных в отрасли. В правительство внесен проект постановления по новой
модели конкурентного отбора мощности. Теперь он будет проводиться на три
года. В июле некоммерческое партнерство «Совет рынка» одобрило еще одно
новшество — изменения в механизм выбора состава включенного
оборудования.
На первом этапе планируется усовершенствовать модели отношений
и ценообразования в отрасли (основой должен стать принцип
«альтернативной котельной»). Второй этап будет посвящен переходу
к долгосрочному ценообразованию на услуги естественных монополий
и регулируемых организаций.
Стратегия предусматривает усиление роли потребителей на рынке
электроэнергии (мощности) и системных услуг. Сделать это предлагается
путем дифференциации условий поставок электроэнергии с учетом
эластичности спроса, требований по надежности и качеству энергоснабжения.
С этой идеей не спорят и в ФАС. На круглом столе в связи с ликвидацией ФСТ
(протокол есть у «Ведомостей») Виталий Королев, курирующий в ФАС
электро- и теплоэнергетический сектор, согласился, что нужно двигаться
в сторону потребителей, учитывать их позицию.
Стратегия предполагает рост доли АЭС в структуре энергобаланса. Это
необходимо в том числе для повышения энергобезопасности страны. Доля АЭС
в выработке электроэнергии вырастет на 2−4 п. п. (до 19−21%) с ростом
их установленной мощности в 1,4−1,7 раза при полном демонтаже
энергоблоков советской постройки.
Значимая роль в новой стратегии отводится развитию возобновляемой
энергетики и распределенной генерации. К 2035 г. планируется увеличить
долю распределенной генерации и инвестиции в развитие и использование
нетрадиционных возобновляемых источников энергии. В документе
отмечается, что Россия обладает современными технологиями практически
во всех отраслях возобновляемой энергетики (за исключением ветряной).
Недостаточным остается уровень использования торфа, отходов лесной
промышленности, сельского хозяйства и твердых бытовых отходов.
Ввод новых объектов возобновляемой энергетики должен быть сопряжен
с повышением их экономической эффективности и производством
необходимого оборудования.
В августе программа поддержки ветряной генерации была продлена
до 2024 г. Также был изменен график локализации необходимого
оборудования. Степень локализации будет постепенно повышаться — до 65%
к 2019 г.
Итогом реализации стратегии должно стать увеличение производства
электроэнергии к 2035 г. на 27−43% (до 1352−1514 млрд кВт ч) при росте
установленной мощности электростанций на 13−25% (до 282−312 млн кВт).
Опережающее развитие получат нетепловые электростанции с ростом
их установленной мощности на 29−49% и производства электроэнергии
в 1,4−1,6 раза, говорится в документе. Выработка электроэнергии на АЭС
увеличится в 1,4−1,8 раза, на ГЭС — в 1,2−1,3 раза, возобновляемых
источников — в 9−14 раз.
Централизованный отпуск тепла до 2035 г. увеличится на 2−6%
(до 1325−1380 млн Гкал), отпуск из атомных источников (АТЭЦ, АСТ)
к 2035 г. вырастет в 1,6−2 раза.
Энергостратегия до 2035 г. должна заменить действующую энергостратегию
до 2030 г., хотя ее план мероприятий выполнен не целиком: ряд показателей
не достигнуты, а некоторые тенденции противоположны тем, что необходимы
для исполнения стратегии до 2030 г.
Как правило, такие стратегии достигают не всех целей из-за турбулентности
рынка и частых экономических кризисов, говорит аналитик «Сбербанк CIB»
Валерий Нестеров: «Стратегия имеет скорее академический интерес, нежели
практический. Она показывает взгляды правительства на развитие
энергетического сектора». Отсутствие ответственности за невыполнение
планов снижает ценность документа, заключает он.
Эквадор первым из ОПЕК стал добывать нефть себе в убыток
Эквадор оказался первой страной из членов Организации странэкспортеров нефти (ОПЕК), которая стала добывать нефть себе в убыток.
Страна продает баррель нефти по $30, а его добыча обходится в $39.
О том, что цена продажи нефти меньше, чем затраты на ее добычу,
заявил президент Эквадора Рафаэль Корреа, передает Bloomberg. Корреа
отметил,
что нынешний
год
для страны
стал
крайне
сложным
в экономическом планеиз-за падения нефтяных цен.
Заявление Корреа последовало вскоре после того, как несколько членов
ОПЕК, в том числе Ливия и Алжир, заявили о необходимости проведения
экстренной встречи представителей организации для обсуждения действий
в условиях падения цен на нефть.
Эквадор является предпоследней страной ОПЕК по объемам добычи
нефти — в июле ежедневная добыча составила 538 тыс. баррелей в день.
Цена нефти марки Oriente, которая добывается в стране, 26 августа 2015 г.
составляла $36,67 за баррель (цена марки Brent — $43,27).
Саудовская Аравия, которая фактически является лидером ОПЕК, пока
никак
не отреагировала
на предложения
об экстренном
заседании
организации, которые поступили от Алжира, Ливии и Венесуэлы. Пока
очередная встреча представителейстран-экспортеров намечена на 4 декабря
в Вене.
В июле, несмотря на падение цен на нефть, добыча стран ОПЕК
достигла максимума за три года. Суточная добыча 12 стран ОПЕК выросла
в июле на 100,7 тыс. баррелей (до 31,5 млн баррелей). Рост добычи
в основном коснулся Ирака, Анголы, Саудовской Аравии и Ирана.
24 августа
2015
г.
цена
на нефть
марки
Brent
снизилась
до шестилетнего минимума, опустившись ниже $43 за баррель. Стоимость
фьючерсов на 27 августа составляет $43,64.
Дешевый баррель — это надолго (материал августа 2015 года)
Российские чиновники ожидают средней цены барреля в текущем году
на уровне выше $50, а в следующем — возможен рост до $60. Однако,
по словам экспертов рынка, в ближайшие два года средняя цена составит
не более $45, причем возможны кратковременные провалы вплоть до $20.
На фоне этого Венесуэла просит Россию в альянсе с ОПЕК остановить
падение цен, так как венесуэльская нефть уже подешевела до $35.
Цена нефти в следующем году составит $50−60 за баррель. Такой
прогноз сделал в среду глава Сбербанка, бывший министр экономического
развития РФ
Герман
Греф.
По его
словам,
Сбербанк
не разделяет
пессимистических ожиданий по поводу возможного снижения цен до уровня
$20−40, но «очевидно, что цена не будет очень высокой».
Североморская нефть Brent (именно к ней привязана цена российской
Urals) на сегодня стоит $43,16. Снижаться цены начали в июле прошлого
года, тогда котировки находились на уровне $110. Первое «дно» было
достигнуто
в январе,
когда
стоимость
барреля
снизилась
до $48,5.
В дальнейшем цены начали расти, и ко второй декаде мая достигли $66,9,
после чего опять пошли вниз.
Нынешние цены — самые низкие с кризисного 2009 года.
Глава Минэкономразвития Алексей Улюкаев в понедельник говорил,
что в текущем году средняя цена барреля составит $52, в 2016 году будет
$55,
а в 2017—2018
годах —
$60.
При этом
он не исключил,
что в краткосрочной перспективе цена на нефть может снизиться ниже $40,
но через несколько месяцев стоимость барреля вновь поднимется к уровню
«пятьдесят с небольшим».
Крупнейший производитель нефти Западной Европы Норвегия также
считает, что нефтяные котировки недолго продержатся на нынешнем уровне.
Норвежский министр нефти и энергетики Торд Лиен во в интервью
Bloomberg говорил, что $40 за баррель — цена неустойчивая в средне-
и долгосрочной перспективе. По его словам, образовались избыточные
мощности по добыче и поставкам, и при текущих ценах на нефть поставки
будут снижаться.
А вот президент Казахстана Нурсултан Назарбаев неделю назад
предупреждал о том, что нужно готовиться к ценам $30−40 за баррель.
Лидер еще одной «нефтяной» страны, Венесуэлы Николас Мадуро
в среду заявил, что цена венесуэльской нефти может упасть до $30 за баррель
(она уже сейчас стоит $35). Но у Венесуэлы ситуация особая. «У нее была
легкая нефть и тяжелая (высоковязкая) нефть, — рассказывает партнер
Rusenergy Михаил Крутихин. — Венесуэла неосторожно исчерпала запасы
легкой нефти, и теперь ей нечем разбавлять тяжелую, которую из-за этого
сложно продавать».
По словам Крутихина, цена экспорта венесуэльской нефти может
упасть и до $20 за баррель. Николас Мадуро выразил надежду на то,
что ОПЕК и России удастся добиться стабилизации цен.
«Очевидно, венесуэльский лидер рассчитывает, что из-за низких цен
Россия
и члены
о снижении
Организации стран-экспортеров нефти
добычи, —
комментирует
завсектором
договорятся
экономического
департамента Института энергетики и финансов Сергей Агибалов. — Однако
ждать этого преждевременно».
По данным ЦДУ ТЭК, Россия только в июле увеличила добычу нефти
на 2,4%, до 45,033 млн тонн. Всего же за 7 месяцев 2015 года производство
нефти в РФ выросло на 1,4% и составило 309,245 млн тонн.
ОПЕК же традиционно не соблюдает собственные квоты на добычу,
добывая более 31,5 млн баррелей в день, вместо регламентированных 30 млн
баррелей. Лидер картеля Саудовская Аравия довела производство нефти
до исторических максимумов — в июне СА добывала 10,564 млн баррелей
в день.
С другой стороны, оказалось, что Иран, который буквально на днях
заявлял
о наращивании
добычи
и экспорта
вне
зависимости
от цен
на нефть,из-за рухнувших котировок в 2015 году почти полностью прекратил
инвестиции в нефтяную отрасль.
Как сообщает Bloomberg со ссылкой на иранского министра нефти
Биджана
Намдара
Зангане,
если
в 2011—2012
года
в «нефтянку»
вкладывалось около $40 млрд, то в прошлом году инвестиции составили
лишь $6 млрд.
Ранее Иран обещал выпустить на мировой рынок 500 тыс. баррелей
в день сразу после отмены санкций Запада, ограничивающих экспорт
иранской нефти, а затем, нарастив добычу, увеличить поставки еще на 500
тыс.
баррелей
в сутки.
Учитывая,
что ежесуточный
переизбыток
предложения нефти сейчас составляет порядка 3 млн баррелей, выход
дополнительной нефти из Ирана, как ранее прогнозировали эксперты, может
обрушить котировки еще на $10 за баррель.
По словам Сергея Агибалова, в сложившейся ситуации единственным
драйвером для нефтяных цен может стать сокращение добычи в США,
где из-за низкой стоимости барреля закрываются высокозатратные проекты.
«Цена в $40 не устраивает никого», — отмечает эксперт.
Михаил Крутихин прогнозирует, что, учитывая превалирование
предложения на нефтяном рынке, в ближайшие два года средняя цена
барреля будет в районе $45.
«Но возможны прыжки в диапазоне $20−60, — предупреждает эксперт.
— Однако это будет объясняться влиянием кратковременных факторов
и нервозностью рынка».
Иран почти полностью прекратил инвестиции в нефть на фоне
падения цен
Москва. 26 августа. INTERFAX.RU — Иран, занимающий пятое место
в мире по объемам добычи нефти, в 2015 году почти не выделил средств
на инвестиции
в нефтяную
отрасльиз-за резкого
падения
цен
на энергоносители, сообщает агентство Bloomberg.
Как заявил министр нефти Ирана Биджан Намдар Зангане, сокращение
продолжилось после снижения с почти $40 млрд за 2011−2012 годы (вместе
взятые) до $6 млрд в прошлом году.
При этом
ранее
в августе
глава
подразделения
стратегического
планирования иранского министерства нефти Саид Гавампур отмечал,
что потребности нефтяной отрасли Ирана в инвестициях составляют от $100
млрд до $500 млрд в ближайшие пять лет.
По словам Зангане, Иран оценивает перепроизводство нефти в мире
в 3 млн баррелей в сутки. При этом Тегеран намерен повысить добычу на 500
тыс. б/с сразу после отмены международных санкций, а затем еще на 500
тыс. баррелей в сутки.
Министр неоднократно заявлял, что другие члены Организациистранэкспортеров нефти (ОПЕК) должны потесниться и уступить Ирану часть
доли рынка после отмены санкций.
Ранее
на этой
неделе экс-глава Международного
энергетического
агентства Нобуо Танака отметил, что Иран станет лидером мировых рынков
нефти и газа к 2040 году.
Запасы нефти в Иране считаются четвертыми по величине в мире.
По данным BP, в 2014 году Иран сократил добычу нефти до 3,6 млн
б/с с 4,4 млн б/с в 2011 году. По данным Bloomberg, в июле 2015 года Иран
производил 2,85 млн баррелей в сутки.
Министр нефти Норвегии предсказал скорый рост цен на нефть
По его словам, нефтяные цены в $40 за баррель нестабильны, поэтому
котировки будут расти среднесрочной перспективе.
Москва. 25 августа. INTERFAX.RU — Нефтяные цены на уровне $40
за баррель нестабильны, котировки будут расти на фоне сокращения
поставок, полагает министр нефти и энергетики Норвегии Торд Льен.
«Образовались избыточные мощности по добыче и по поставкам —
поставки будут снижаться при сегодняшних ценах на нефть, — заявил
он в интервью агентству Bloomberg. — Но $40 за баррель? Несомненно, это
неустойчивый уровень в средне- и долгосрочной перспективе».
Уменьшение
инвестиций
вместе
с падением
стоимости
нефти
оказывает негативное давление на экономику Норвегии. В частности,
компания Statoil, подконтрольная государству, сократила штат более
чем на 20 тыс. сотрудников, при этом в целом по стране в отраслях,
связанных с нефтью, занят каждый девятый житель трудоспособного
возраста.
За последний год нефть подешевела более чем на 56% и в настоящее
время торгуется у минимумов с 2009 года на признаках сохранения
переизбытка на мировом рынке.
«Не было причин думать, что нефтяные цены будут оставаться ниже
$55 за баррель, но нам надо адаптироваться к низкой стоимости нефти.
Для Норвегии важно сделать поправки и подготовиться к более низкому
диапазону котировок, чем тот, к которому мы привыкли», — заявил Льен.
Правительство
страны,
которое
намерено
предпринимать
стимулирующие меры для поддержания экономического роста в стране,
вряд ли
будет
промышленности.
отрасли
делатькакие-то специальные
«Конкурентоспособность
в действительности
находится
шаги
норвежской
для нефтяной
нефтегазовой
в ответственности отрасли-
поставщика и нефтяных компаний», — полагает норвежский министр.
Рост ВВП Норвегии без учета морского транспорта и производства
нефти
и газа
замедлился
во втором
квартале
до 0,2%
по сравнению
с предыдущими тремя месяцами. В январе-марте экономика увеличилась,
согласно уточненным данным, на 0,3%, а не на 0,5%, как было объявлено
ранее.
Общий
показатель
по нефтегазовому
ВВП,
сектору,
включающий
в том
в апреле-июне сократился
числе
данные
на 0,1%
после
повышения на пересмотренные 0,1% в первом квартале текущего года.
Негативное влияние оказывает снижение цен на нефть, на которую
приходится порядка 20% норвежской экономики и почти половина экспорта
страны. Во втором квартале объем экспорта Норвегии уменьшился на 0,1%,
производство нефти и доходы от морских грузоперевозок — на 1%. В то же
время потребительские расходы выросли на 0,6%.
Между тем, аналитики крупнейших инвестбанков тоже считают,
что текущий обвал на рынке нефти не соответствует мировой конъюнктуре.
Эксперты Morgan Stanley, Standard Chartered и Goldman Sachs заявили,
что нынешнее ценовое давление на нефтяном рынке не связано с реальным
соотношением
спроса
финансовых спекуляций.
и предложения, и,
скорее
всего,
результатом
Eni: открыто крупнейшее месторождение газа в Средиземном море
МОСКВА, 30 августа 2015 г. — РИА Новости.
Ведущая нефтегазовая компания Италии Eni заявила об обнаружении
самого крупного газового месторождения в Средиземном море, говорится
в сообщении, размещенном на сайте компании.
Согласно заявлению компании, их находка является «супергигантским
открытием» в сфере природного газа. Месторождение было обнаружено
в море близ побережья Египта.
По данным
компании,
потенциал
нового
месторождения
Zohr
площадью около 100 квадратных километров может составить до 850
миллиардов кубометров газа.
«Zohr
является
крупнейшим
месторождением
газа, когда-
либо открытым в Египте и в Средиземном море», — подчеркивает Eni.
В заявлении компании также отмечается, что ее гендиректор Клаудио
Дескальци уже отправился в Каир, чтобы проинформировать об открытии
президента
Египта.
Также
глава
Eni
обсудит открытие
с премьер-
министром страны и с министром нефти и минеральных ресурсов.
«Супергигантское
открытие
после того,
как
будет
полностью
разработано, сможет удовлетворять спрос Египта на природный газ в течение
нескольких десятилетий», — заключает Eni.
Сечин рассказал о перспективах нефтяного рынка
7 сен 2015.
Глава "Роснефти" Игорь Сечин в своем выступлении на конференции
FT Commodities в Сингапуре затронул темы вступления России в ОПЕК,
стабилизации мировых цен на нефть и рост потребления "черного золота" в
КНР.
Игорь Сечин рассказал о том, что не видит смысла для России вступать
в ОПЕК. Причиной он назвал, прежде всего, технологические различия
в методах добычи нефти и тот факт, что российский нефтяной рынок
практически
полностью
приватизирован,
и российское
правительство
не может напрямую им управлять, так, как это делают в странах ОПЕК,
в большинстве которых основные компании на рынке — государственные.
Президент "Роснефти" считает, что, несмотря на прогресс, достигнутый
в работе по альтернативным источникам энергии, речь о замещении ими
нефтепродуктов как энергоносителей еще очень долго идти не будет,
поэтому
он
уверен,
что
цены
на нефть
стабилизируются
вместе
со стабилизацией самого процесса добычи нефти в мире.
"И в этом случае долгосрочная перспектива нефтяной отрасли связана,
прежде всего, с Россией, Венесуэлой и Ираном", — подчеркнул он.
У
этих
и разработке
стран
новых
на сегодня
наибольший
месторождений.
"По
потенциал
международным
в разведке
оценкам,
потенциальные запасы нефти в РФ превышают запасы нефти в США и на
Ближнем Востоке", - пояснил он.
Стабилизация цен на нефть
Достижение
договоренностей
между
крупнейшими
странами-
производителями нефти о согласованных действиях по стабилизации цен на
нефть маловероятно, так как между ними существуют расхождения по
целому спектру интересов, в том числе геополитических, рассказал в своем
докладе Сечин.
"Ряд стран-членов ОПЕК проявляет растущую озабоченность низкими
ценами, представляющими угрозу для их стабильности, и выдвигает
соответствующие инициативы. Таким образом, есть политическая воля ряда
стран, которая, как мы ожидаем, будет способствовать балансированию
рынка нефти. Но крупнейшие производители нефти — Саудовская Аравия,
Россия, США, в определенной мере Иран — имеют столь существенные
расхождения
по
целому
спектру
своих
интересов,
в
том
числе
геополитических и региональных, что им трудно прийти к согласованным
действиям в этом круге вопросов", — сказал Сечин.
Он также подчеркнул, что мировые цены на нефть должны значительно
вырасти относительно текущих уровней, чтобы полностью покрывать
издержки добычи; минимальным уровнем цен на "черное золото", по мнению
Сечина, является $70 за баррель.
"Причины нынешнего кризиса в нефтяной отрасли таковы, что они не
смогут противостоять тенденции к возвращению цен к более высокому
уровню", — добавил Сечин. По его словам, две основные причины кризиса
цен на нефть состоят в резком увеличении добычи сланцевой нефти в США и
значительном приросте добычи в Саудовской Аравии.
Перспективы рынка сбыта
Президент "Роснефти" заявил, что в ближайшие годы ожидается
прирост потребления нефти со стороны Китая, и назвал ряд факторов,
которые этому способствуют.
"До конца десятилетия мы ожидаем прирост потребления нефти со
стороны Китая в среднем на 2% в год. Ряд факторов действует в пользу
такого сценария: количество легковых автомобилей на душу населения Китая
в 3-5 раз отстает от показателей ведущих стран мира. Так, в Китае в прошлом
году зарегистрировано 160 автомобилей на 1000 человек, а в США — более
800", — говорится в документе.
Кроме того, в условиях низких цен на нефть Китай активно наращивает
свой стратегический резерв. Так, за первую половину 2015 года для резерва
было закуплено около 100 миллионов баррелей нефти. Во второй половине
года планируется закупить еще 50 миллионов баррелей.
Сечин также отметил, что европейские страны останутся основным
рынком сбыта для России. Все проекты "Роснефти" с западными партнерами
идут в обычном режиме, несмотря на общемировой кризис в нефтяной
отрасли, заявил он. Компания работает с иностранными, в том числе
западными, партнерами, в форме передачи долей участия (акций) в своих
проектах, и в ответ получает такие же возможности в странах-партнерах.
Он подчеркнул, что работа по подобной схеме идет сейчас и с Китаем.
Конец "сланцевой" сказки
1 сент 2015.
"Сланцевая" революция, торжество прогресса над силами природы,
технологии
способные
совершить
чудо
-
такими
эпитетами
характеризовалось то, что происходило в нефтяной отрасли США последние
5 лет. И тому было много подтверждений. Производство энергоносителей –
нефти, конденсата, природного газа в Америке росло стремительно и
неудержимо.
Темпы роста добычи так называемой "сланцевой" нефти в США
предвещали скорую независимость страны от импорта этого вида сырья.
Заокеанские эксперты заговорили о необходимости снятия запрета и
поставках американской нефти за рубеж. Эпоха доминирования ОПЕК на
рынке нефти завершилась. После падения цен на нефть до 6-летнего
минимума американские компании все равно продолжали увеличивать
производство "черного золота". Однако, всему приходит конец. Трудно
спорить с природой. К середине текущего года "сланцевый" бум в Северной
Америке начал сходить на нет. Причина тому не только, и не столько, низкие
цены на нефть. Все указывает на то, что добыча нефти в США достигла пика,
и в ближайшее время стоит ожидать стагнацию и снижение объемов
производства.
Бурят много, добыча падает
В апреле этого года добыча американских компаний превысила 9600
млн барр./сут. – самый высокий уровень добычи за последние 45 лет.
Делались громогласные заявления официальных лиц и экспертов: "США
стали крупнейшим производителем нефти в мире". Это находило отклик во
всем мире, в том числе в России. Казалось, ничто не может остановить
головокружительный рост.
Американские производители в один голос утверждали, что добыча
продолжится, поскольку они не намерены отдавать свою долю рынка
никому. На крупнейших структурах, где залегает "сланцевая" нефть – Баккен,
Игл Форд, Пермский бассейн – бурение велось полным ходом, и слышались
бравурные заявления, что добыча не будет снижаться ни при каких условиях.
Несмотря на сокращение количества действующих буровых установок в
Северной
Америке,
бурение
на
"сланцевых"
месторождениях
не
останавливалось ни на день и продолжалось в больших объемах.
Однако несмотря на титанические усилия, добыча в США после
апрельского пика существенно снизилась и в июне составила менее 9,3 млн
барр./сут.
Баккен уже не тот
Однако реальность расставила все по своим местам. Согласно
статистике правительства штата Северная Дакота, где расположена структура
Баккен – флагман нефтяной индустрии США - с января по июнь 2015 года
количество действующих скважин увеличилось на 966. В марте этого года
число новых скважин составило 253. Такого не было никогда в истории. Это
был абсолютный рекорд. Для сравнения, в этом году во всей России вряд ли
будет запущено в эксплуатацию столько скважин, сколько в США пробурили
в марте. Однако, добыча в июне 2015 года составила лишь 1152 тыс.
барр./сут., снизившись по сравнению с пиком добычи в декабре 2014 года на
12 тыс. бар./сут. То есть, несмотря на большие объемы бурения, добыча на
Баккен не выросла, а снизилась.
Для
сравнения,
за
первые
6
месяцев 2014
года количество
действующих скважин на месторождении выросло на 1028, но добыча
увеличилась на 161,7 тыс. барр./сут. Специалисты – геологи, инженерынефтяники скажут, что это первые признаки истощения месторождения,
предвестники падения добычи. И будут правы.
Этому
есть
другие
подтверждения.
Средний
дебит
скважины
(количество нефти, которое дает скважина за определенный отрезок времени)
на структуре Баккен упал с рекордного показателя в 145 барр./сут. до 116
барр./сут. в июне 2015 года. В Америке заговорили об "эффекте Красной
Королевы". Помните сказку "Алиса в Зазеркалье", когда Красная Королева
говорит Алисе: "У нас приходится бежать все быстрее, чтобы оставаться на
одном месте". Именно это сейчас происходит в американской нефтяной
промышленности.
В первом полугодии 2015 года в среднем количество действующих
скважин увеличивалось на 161 в месяц, но никогда этот показатель не падал
ниже 100. На конец июня 2015 года количество действующих скважин на той
части месторождения Баккен, которая находится в штате Северная Дакота,
составило 9912. С учетом части Баккен, расположенной в штате Монтана, их
количество давно превысило 10 тысяч.
Самый грубый расчет показывает, что для сохранения добычи на
текущем уровне необходимо увеличивать количество действующих скважин
минимум на 150 в месяц, иначе добыча будет падать, как это произошло в
начале этого года. Речь идет об увеличении именно действующих скважин,
поскольку бурить приходится больше, так как определенное количество
скважин глушатся и выводится из процесса производства, поскольку их
дальнейшая эксплуатация становится нецелесообразной с экономической
точки зрения из-за низких дебитов.
Смена лидера
В последние месяцы риторика американских нефтяников изменилась.
Теперь основная ставка делается на другую структуру - Пермский бассейн в
штате Техас. Здесь также добывается преимущественно сланцевая нефть.
Объем добычи превысил 2 млн барр./сут. Согласно отчетам Агентства
энергетической
информации
США,
Пермский
бассейн
единственное
сланцевое месторождение, где еще можно ожидать рост добычи во второй
половине 2015 года.
Опять слышатся громкие заявления о планах нарастить добычу до 2,53,0 млн барр./сут. (125–150 млн т/г). При этом, объем технически
извлекаемых запасов в Пермском бассейне был повышен с 50 до 75 млрд
барр. Его начали сравнивать с Гавар, крупнейшим месторождением в мире,
которым владеет Саудовская Аравия. Совсем недавно о таких цифрах не
было и речи. По объему запасов и себестоимости добычи Пермский бассейн
значительно уступал Баккен.
Теперь Пермский бассейн – это единственная надежда США
американской нефтяной отрасли. В это месторождение вкладываются
огромные средства. Совокупные инвестиции с 2010 по 2014 годы превысили
140 млрд долларов, сообщают ряд источников в США. Непонятно, как будут
окупаться эти инвестиции? Возможно, они не окупятся никогда. Но Америка
может себе это позволить, ведь именно США являются мировым
эмиссионным центром. Американские доллары принимаются по всему миру
в качестве законного платежного средства. А если так, то каждый из нас, кто
имеет доллары на руках, использует их в качестве средства накопления,
косвенно поддерживает нефтяную промышленность США.
Когда лопнет пузырь?
На проблемы с добычей накладываются финансовые трудности.
Падение цен на нефть также сильно бьет по американским компаниям,
которым для поддержания добычи приходится привлекать все больше
финансовых ресурсов, поскольку бурение ведется благодаря привлеченным
средствам. Неудивительно, что несмотря на рост американского фондового
рынка в конце 2014 начале 2015 годов, акции компаний, которые
разрабатывают сланцевые месторождения подешевели более чем в два раза.
В первом полугодии 2015 года большинство из них зафиксировали убытки.
Однако, американские банки продолжают кредитовать потенциальных
банкротов, не обращая внимания то, что стоимость всех активов, которым и
располагают "сланцевые" компании, значительно меньше их задолженности.
Вопрос: когда прекратится это финансирование, и лопнет очередной
американский пузырь на этот раз в нефтяной отрасли США? Судя по всему,
ждать осталось недолго. До повышения процентной ставки ФРС. А может
быть раньше?
"Северный поток-2" обеспечит энергетическую безопасность ЕС
4 сен 2015 г.
Планы "Газпрома" отказаться от транзита газа через Украину начинают
воплощаться в жизнь. В ходе Восточного экономического форума
российский газовый гигант подписал акционерное соглашение о создании
компании, которая будет строить и эксплуатировать газопровод "Северный
поток–2". Если проект будет реализован, то экспортные газовые потоки
пойдут в обход украинской территории.
По-видимому, в Европе начинают понимать, что зависимость от
непредсказуемой Украины ставит по угрозу энергетическую безопасность
ЕС. "Северный поток-2" должен гарантировать бесперебойные поставки в
Европу.
Транзит сокращается
За последние годы Россия существенно сократила объемы прокачки
газа европейским потребителям через Украину, несмотря на сопротивление
со
стороны
Брюсселя.
Согласно
официальной
информации
от
"Укртрансгаза", в 2014 году объем транзита российского газа в страны
Европейского Союза через территорию Украины составил 59,4 млрд куб. м
(по данным российского Фонда национальной энергетической безопасности,
58,8 млрд куб. м).
В прошлом году "Газпрому" удалось сократить прокачку по
украинской территории на 29,1% по сравнению с 2013 годом. Несмотря на
все сложности во взаимоотношениях с европейскими партнерами, "Газпром"
настойчиво продолжает проводить политику диверсификации поставок.
Нужен ли "Северный поток-2"?
В настоящее время российский газ поставляется потребителям в
Северо-Западной Европе по газопроводу "Северный поток" мощностью 55
млрд куб. м в год, который проложен по дну Балтийского моря из
российского Выборга до немецкого Грайфсвальда. "Газпрому" пришлось
преодолеть упорное сопротивление, чтобы получить разрешение на
прокладку трубы через территориальные воды многих европейских стран.
Тем не менее, проект был осуществлен в сжатые сроки. Стоимость составила
11 млрд долларов. Смета превышена не была.
Однако,
на
полную
мощность
данный
маршрут
никогда
не
использовался, поскольку Брюссель не позволяет "Газпрому" задействовать
на 100% газопровод "Опал" -наземное продолжение "Северного потока", по
которому топливо поступает потребителям в Германии и в соседних странах.
Российская компания настаивает на разрешении использовать "Опал" на
полную мощность.
Предполагалось, что Еврокомиссия выведет "Опал" из-под действия
Третьего
энергетического
пакета,
который
запрещает
"Газпрому"
использовать газопровод на полную мощность, но решение этого вопроса
постоянно откладывается. Тем не менее, в прошлом году объем прокачки по
"Северному потоку" вырос в 1,5 раза по сравнению с 2013 годом, достигнув
36,5 млрд куб. м. Таким образом, загрузка составила две трети от проектной
мощности.
Если не загружен полностью "Северный поток", зачем строить
"Северный поток-2"? В Европе, по-видимому, осознали, что надежного
источника альтернативного российскому газу нет. Кроме того, резко
возросли риски, связанные с Украиной.
Согласно подписанному акционерному соглашению, предполагается
проложить по дну Балтики две ветки, совокупной мощностью 55 млрд куб. м
в год. Маршрут немного изменен - начальной точкой станет Усть-Луга,
конечной - побережье Восточной Германии, недалеко от того же
Грайфсвальда. Проект должен быть завершен к концу 2019 года, то есть к
сроку когда "Газпром" обещал полностью отказаться от украинского
транзита.
Оправданный шаг
Акционерное
компаниями
ТЭК
соглашение
и
между
"Газпромом"
крупнейшими
налагает
на
европейскими
стороны
серьезные
обязательства. Для реализации проекта потребуются большие инвестиции по предварительным данным, 9,9 млрд евро. Если начнется строительство,
пути назад нет. История с "Южным потоком" не должна повториться. Трудно
представить, чтобы европейские участники проекта - Shell, OMV, Е. ON,
Engie, Wintershall- пошли бы на неоправданный риск. Эти компании
обладают огромным "административным" ресурсом, чтобы отстаивать свои
интересы перед брюссельской бюрократией.
Эксперты уверены, что потребности Европы в газе хоть медленно, но
будут расти, а добыча внутри ЕС сокращаться. Норвегия, крупнейший
поставщик газа в ЕС после "Газпрома", не может обеспечить рост экспорта.
Добыча газа в этой стране стагнирует. Надежда на поставки американского
сжиженного природного газа (СПГ) пока остаются только надеждами.
Значит, подписанное акционерное соглашение – это оправданный шаг. За
ним просматриваются чистый прагматизм и трезвый расчет.
Украинские риски
На Украине переплелись все возможные риски. Экономические,
финансовые, политические, техногенные. Тяжелое экономическое положение
Незалежной всем известно. Финансовая состоятельность полностью зависит
от кредитов, предоставляемых международными структурами, прежде всего
МВФ.
Кредитный
рейтинг
страны
преддефолтный.
Политические
отношения между Киевом и Москвой обострены до предела. В стране
продолжается гражданская война. Техническое состояние украинской
газотранспортной системы (ГТС) скверное, техногенные аварии возможны в
любой момент.
Момент истины может наступить грядущей зимой. Уже сейчас
украинский премьер Арсений Яценюк заявляет о возможных сбоях в
поставках газа для европейских потребителей. По данным украинской
стороны, на начало сентября в подземные хранилища газа (ПХГ) было
закачено 14, 5 млрд куб. м. Для гарантии бесперебойного транзита в Европу
и прохождения отопительного сезона требуется 21 млрд куб. м. О таком
количестве газа речь не идет, но минимальный объем, который необходимо
иметь в ПХГ – 17 млрд куб. Этого должно хватить, если зима не будет
холодной.
Снабжение европейских потребителей находится под угрозой. Может
получиться так, что ЕС придется оплачивать энергетические счета Украины
для обеспечения бесперебойного транзита газа зимой. Для Европы это
кошмарный сон.
Сколько может потерять Киев
По оценке экспертов, в прошлом году из-за сокращения транзита
российского газа Украина потеряла около 1 млрд долларов. В случае полного
прекращения прокачки в Европу потери будут значительно еще больше.
Точную сумму подсчитать не просто, но совсем недавно заместитель
министра энергетики и угольной промышленности соседней страны Игорь
Диденко сообщил, что ежемесячно "Газпром" платит "Нафтогазу Украины"
более 100 млн долларов за услуги по транзиту российского газа в страны ЕС.
К этой сумме следует добавить еще плату за ежегодную прокачку 14 млрд
куб. м в Турцию, которая не входит в ЕС.
Кроме того, в августе объемы прокачки через Украину резко возросли.
Газ стал дешевле, да и зима не за горами. Полное прекращение транзита газа
обернется серьезными потерями для страны, которая уже лишилась огромной
доли
валютной
выручки
из-за
войны
на
Донбассе и
сокращения
товарооборота с Россией. Потеря платежей за транзит газа станет еще одним
ударом для экономики Украины. Будем надеяться, что не смертельным.
ВАШИНГТОН, 9 октября. /Корр. ТАСС Антон Чудаков/. Палата
представителей Конгресса США проголосовала в пятницу за снятие
действующего уже четыре десятилетия запрета на экспорт американской
нефти. Инициативу поддержали 261 законодатель, против выступили 159
конгрессменов.
Таким образом, нижняя палата не смогла набрать необходимые 280 голосов
для преодоления вето, которое президент США Барак Обама обещал
применить в случае прохождения законопроекта. Ранее в административнобюджетном управлении Белого дома заявили, что советники главы государства
будут рекомендовать ему заблокировать такое решение Конгресса.
Американские власти ранее приняли меры по защите окружающей среды
при разработке месторождений. Администрация также призвала
законодателей больше внимания уделить борьбе за снижение вредных
выбросов в атмосферу, в частности, прекратив каждый год субсидировать
нефтяные компании и инвестировать в «чистую энергетику».
По словам пресс-секретаря Белого дома Джошуа Эрнеста, лидер
республиканского большинства в Палате представителей Конгресса США
Кевин Маккарти объявил впервые об этом законопроекте бизнесменам одной
из организаций Хьюстона (штат Техас), «которая в основном финансируется
четырьмя или пятью крупнейшими нефтяными компаниями Соединенных
Штатов». Эрнест обвинил республиканцев в «заискивании
перед нефтяниками», проводя политику в пользу нефтяной и газовой
промышленности.
Нефтяная индустрия США проводит кампанию по лоббированию снятия
запрета на экспорт нефти, заявляя, что таким образом будут созданы сотни
тысяч рабочих мест.
Запрет на поставки сырой нефти из США за рубеж, оформленный в виде
федерального закона, действует с 1975 года. Этот нормативно-правовой акт
был подготовлен после установления арабскими странами эмбарго
на поставки нефти в страны Запада в 1973 году. Природный газ за рубеж
американские компании могут поставлять только по лицензиям, которые
выдаются правительством. Американские фирмы могут свободно поставлять
в другие государства уголь и продукты переработки нефти, включая бензин.
В Государственной Думы приняты рекомендации по
импортозамещению на нефтегазовом шельфе
08.07.2015 Рекомендации "круглого стола" Комитета Государственной Думы по
энергетике "Ресурсы российского континентального шельфа: технологические вызовы,
проблемы инвестиций, импортозамещение. Роль трудноизвлекаемых углеводородных
ресурсов в системе нефтегазодобычи в условиях секторальных санкций"
Заслушав и обсудив выступления депутатов Государственной Думы, представителей
федеральных органов власти, а также вертикально-интегрированных нефтегазовых
компаний, отраслевых научных институтов и др., участники "круглого стола" отмечают
следующее.
О континентальном шельфе Арктики. Правовой аспект. Арктический шельф России
является наиболее перспективным направлением для восполнения запасов
углеводородного сырья. Перспектива истощения запасов углеводородного сырья и других
минеральных ресурсов на континентальной части предопределяет переориентацию
разведки и добычи ресурсов полезных ископаемых на континентальный шельф.
К середине 1920-х гг. Арктика была фактически поделена на пять секторов
ответственности между Россией, США, Норвегией, Канадой и Данией (страны, имеющие
океанические границы с Арктикой). На сегодняшний день не существует международного
договора, который определяет правовой статус Арктики. Арктические государства
руководствуются
нормами
международного
права,
межправительственными
соглашениями
и
национальным
законодательством.
Так, в 1928 году была принята Конвенция ООН по морскому праву, в статье 76 которой
дается определение континентального шельфа прибрежного государства. Согласно
данному определению, континентальный шельф включает в себя морское дно и недра
подводных районов, простирающихся за пределы его территориального моря на
протяжении естественного продолжения его сухопутной территории до внешней границы
подводной окраины материка или на расстояние 200 морских миль от исходных линий, от
которых отмеряется ширина территориального моря, когда внешняя граница подводной
окраины
материка
не
простирается
на
такое
расстояние.
Для того чтобы претендовать на шельф, простирающийся за установленным пределом в
200 морских миль, необходимо подать представление в Комиссию ООН по границам
континентального шельфа (далее - Комиссия). Согласно ст. 4 Приложения II Конвенции
Организации Объединенных Наций по морскому праву "в случае если прибрежное
государство намеревается установить в соответствии со ст. 76 внешние границы
континентального шельфа за пределами 200 морских миль, оно представляет Комиссии
конкретные данные такой границы наряду с дополнительными научно-техническими
данными в возможно кратчайшие сроки, но в любом случае в течение десяти лет со
времени вступления в силу для этого государства настоящей конвенции".
Секретариат ООН 20 декабря 2001 года зарегистрировал Представление Российской
Федерации с прилагаемыми географическими координатами точек, определяющими
границы континентального шельфа в Северном Ледовитом и Тихом океанах за пределами
200 морских миль, отсчитываемых от исходных линий, от которых отмеряется ширина
территориального моря. Конвенционный механизм позволяет Российской Федерации
претендовать на расширенную шельфовую зону Арктики, вплоть до Северного полюса, а
также на анклав континентального шельфа за пределами 200 миль в Охотском море.
Комиссии потребовались дополнительные научные доказательства в подтверждение
требований России, рассмотрение Представления было отложено. Научные исследования
проводились вплоть до 2014 года, и весной 2015 года планируется подать обновленное
Представление в Комиссию. Россия претендует на присоединение 1,2 млн кв. км
территории шельфа в Северном Ледовитом океане, что позволит прирастить
потенциальные запасы углеводородов на 5 млрд. тонн условного топлива.
Следует отметить, что в ходе работы тридцать четвертой сессии Комиссии было одобрено
"Пересмотренное частичное представление Российской Федерации в Комиссию по
границам континентального шельфа в отношении континентального шельфа в Охотском
море"
путем
принятия
рекомендаций
Комиссии.
Российская Федерация - самый крупный и наиболее важный игрок в Арктике по
протяжённости береговой линии, объёмам ресурсов и числу населения. Россия принимает
активное участие во всех важнейших организациях, занимающихся вопросами,
связанными
с
развитием
арктических
территорий.
В настоящее время основной площадкой для международного взаимодействия в Арктике
является Арктический совет, постоянными членами которого являются Россия, Дания,
Исландия, Канада, Норвегия, США, Финляндия и Швеция. Наиболее важными
документами, принятыми в рамках Арктического совета, можно считать Соглашение о
сотрудничестве в авиационном и морском поиске и спасании в Арктике (Заключено в г.
Нууке 12.05.2011), Соглашение о сотрудничестве в сфере готовности и реагирования на
загрязнение моря нефтью в Арктике (Заключено в г. Кируне 15.05.2013), которое
приобретает особое значение для всех арктических государств, занимающихся
разработкой
месторождений
на
арктическом
континентальном
шельфе.
В Российской Федерации на национальном уровне принят ряд нормативных правовых
актов по вопросам устойчивого развития арктической зоны. В 2008 году Президентом
были утверждены Основы государственной политики Российской Федерации в Арктике
на период до 2020 года и дальнейшую перспективу, в целях реализации которых Указом
Президента были определены сухопутные территории Арктической зоны Российской
Федерации, и принята Стратегия развития Арктической зоны Российской Федерации и
обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года. К числу основных
мероприятий, предусмотренных указанной Стратегией, относятся разработка и
реализация системы мер государственной поддержки и стимулирования хозяйствующих
субъектов, осуществляющих деятельность в Арктической зоне РФ, прежде всего в области
освоения углеводородных ресурсов, других полезных ископаемых и водных
биологических
ресурсов.
Права Российской Федерации в арктических пространствах закреплены в Конституции
Российской Федерации, Законе РФ от 1 апреля 1993 г. № 4730-1 "О Государственной
границе Российской Федерации", Федеральном законе от 30 ноября 1995г. № 87-ФЗ "О
континентальном шельфе Российской Федерации" (далее - ФЗ "О континентальном
шельфе"), Федеральном законе от 17 декабря 1998 г. № 191-ФЗ "Об исключительной
экономической
зоне
Российской
Федерации".
Более того, в Морской доктрине России на период до 2020 года, утвержденной Указом
Президента Российской Федерации 27 июля 2001 года, одной из целей национальной
морской политики признается реализация и защита суверенных прав на континентальном
шельфе Российской Федерации по разведке и разработке его ресурсов.
Добыча углеводородов на российском арктическом шельфе будет играть важную роль в
энергетическом балансе России, являясь необходимой для замещения падения добычи на
действующих месторождениях и сохранения позиций страны в условиях роста
внутреннего
и
внешнего
спроса
на
нефть
и
газ.
Добыча углеводородов на шельфе в Арктике сопряжена с большими рисками
возникновения чрезвычайных ситуаций, разливов нефти, нанесения ущерба флоре и фауне
Арктики,
стилю
жизни,
культуре
коренных
народов.
В целях обеспечения экологической безопасности от возможных разливов нефти при её
добыче на шельфе, исключительной экономической зоне и территориальном море принят
Федеральный закон от 30 декабря 2012 г. №287-ФЗ "О внесении изменений в
Федеральный закон "О континентальном шельфе Российской Федерации" и Федеральный
закон
"О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской
Федерации". Указанный закон устанавливает обязанности по предупреждению и
ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов для организации, осуществляющей
эксплуатацию и использование искусственных островов, сооружений и установок,
подводных трубопроводов, проведение буровых работ в целях осуществления разведки и
добычи, а также транспортировку и хранение нефти и нефтепродуктов во внутренних
морских водах, территориальном море, на континентальном шельфе и в исключительной
экономической
зоне
Российской
Федерации.
Таким образом, с 1 июля 2013 г. эксплуатирующая организация обязана выполнять план
предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, иметь финансовое
обеспечение осуществления мероприятий, предусмотренных планом, а также создать
систему наблюдений за состоянием морской среды в районе осуществления своей
деятельности.
В настоящее время континентальный шельф страны является единственным крупным
резервом углеводородного сырья, с которым связаны перспективы дальнейшего развития
ресурсной базы. По имеющимся оценкам, их запасы на севере Ямала, Тыданского
полуострова, в Обской и Тазовской губах, на шельфе Карского моря составляют до семи
миллиардов
тонн.
Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации констатирует, что
геологическое изучение и освоение арктического шельфа в настоящее время значительно
отстаёт от других нефтегазодобывающих государств в связи с затратностью и высоким
уровнем рисков. К основным сложностям относятся суровые природно-климатические
условия, неподтверждённый характер запасов, требующий проведения дорогостоящего
разведывательного бурения, успех которого не всегда гарантирован, слабое развитие
инфраструктуры для широкого развёртывания добычи, хранения, транспортировки и
переработки
добываемых
углеводородов.
Если говорить о геологической изученности, все приводимые оценки сырьевых запасов
Арктики, публикуемые разными странами мира, отличаются в разы. Было проведено два
исследования по оценке запасов углеводородов в Арктике: консалтинговыми компаниями
Wood Mackenzie и Fugro Robertson в 2006 г. и Геологической службы США (USGS United States Geological Survey) в 2008 г. Доклад Геологической службы США 2008 г.
"Оценка неразведанных запасов нефти и газа Арктики к северу от Полярного круга"
считается в экспертном сообществе наиболее авторитетным источником информации о
количестве углеводородных богатств арктических недр и глубин. Россия, по данным
Геологической службы США, располагает почти 15 млрд. барралей в нефтяном
эквиваленте. (9,4 млрд. - в южной части Баренцева моря и еще 5,3 млрд. - в ЕнисейХатангском бассейне) и примерно 70% общего объема неразведанных газовых запасов
Арктики (шельфовые запасы есть главным образом в южной части Карского моря и в
восточной
части
Баренцева).
В России полноценных региональных геологоразведочных работ не проводилось, о
достоверности показателей можно судить с большой долей погрешности. Если
сравнивать, то число поисково-разведочных скважин, бурящихся ежегодно на шельфе
Норвегии (56 в 2008 г. и 65 в 2009 г.) в 10-30 раз выше, чем в последние годы на
арктическом шельфе России. В 2010 году Правительством была утверждена Стратегия
развития геологической отрасли до 2030 года, в которой указывается, что геологическая
отрасль обеспечивает минерально-сырьевую, энергетическую и экономическую
безопасность Российской Федерации, реализацию ее геополитических интересов, в том
числе в Мировом океане, Арктике, Антарктике и на континентальном шельфе Российской
Федерации.
Согласно части третьей статьи 9 Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 года
№2395-1 "О недрах" (далее - Закон РФ "О недрах") субъектами права пользования
участками недр федерального значения континентального шельфа Российской Федерации
могут быть юридические лица, которые созданы в соответствии с законодательством
Российской Федерации, имеют опыт освоения участков недр континентального шельфа
Российской Федерации не менее чем пять лет, в которых доля (вклад) Российской
Федерации в уставных капиталах составляет более чем пятьдесят процентов и (или) в
отношении которых Российская Федерация имеет право прямо или косвенно
распоряжаться более чем пятьюдесятью процентами общего количества голосов,
приходящихся на голосующие акции (доли), составляющие уставные капиталы таких
юридических лиц. Эти требования ограничивают круг компаний, допущенных к
континентальному шельфу двумя - ОАО "Газпром" и ОАО "НК "Роснефть".
Несмотря на то, что статьей 7 ФЗ "О континентальном шельфе Российской Федерации"
предусмотрена возможность предоставления участка недр для геологического изучения, в
том числе регионального, и статьей 10.1 Закона РФ "О недрах" предусмотрена
возможность заключения государственного контракта по геологическому изучению недр,
фактически законодательством не предусмотрено предоставление права пользования
недрами только с целью регионального геологического изучения и разведки недр без
права на добычу. Возникает коллизия между возможными видами пользования участками
недр континентального шельфа, предусмотренными в ФЗ "О континентальном шельфе" и
в
Законе
РФ
"О
недрах".
Эксперты считают, что необходимо использовать в отношении участков недр
континентального шельфа виды пользования, предусмотренные в Законе РФ "О недрах".
Целесообразно
предусмотреть
возможность
использования
участков
недр
континентального шельфа с целью геологического изучения на основании
государственного
контракта.
Для активизации геологического изучения континентального шельфа, минимизации
финансовых рисков государственного бюджета, привлечении новых технологий и
квалифицированных специалистов для освоения континентального шельфа специалисты
считают необходимым закрепить норму о возможном предоставлении права пользования
недрами субъектам предпринимательской деятельности, не находящихся под контролем
государства, с целью геологического изучения участков недр без последующего
получения
прав
на
разведку
и
добычу.
Безусловно, компании (даже с большой долей государственного капитала), вкладывающие
большие финансовые средства в геологоразведочные работы на удаленных шельфовых
территориях Арктики и в изучение глубоких горизонтов, освоение которых начнется через
десятки лет, нуждаются в государственной поддержке. Это же касается инвестирования
средств в машиностроительный комплекс, научно - исследовательские работы. Такие
задачи, в организационном и финансовом плане, должны решаться государством. При
этом работа по выбору первоочередных регионов и объектов, а также контроль качества
проведения геологоразведочных работ, должны сопровождаться независимой
экспертизой. Поводом для активизации государства в данном вопросе в настоящее время
служат санкции со стороны США и европейских государств против России, запрещающих
компаниям оказание услуг по разработке и добыче нефти на глубоководье, в Арктике и на
сланцевых месторождениях, произведение поставок европейских технологий двойного
назначения, технологий и оборудования, необходимых для освоения шельфовых
месторождений.
Ответом на санкции можно считать инициативу Правительства РФ по формированию
национальной компании, обеспечивающей необходимый уровень геологических и
сервисных работ, что является ключевой отраслевой задачей для устойчивого
воспроизводства минерально-сырьевой базы России на долгосрочную перспективу.
Формировать такую компанию предполагается на базе "Росгеологии", которая будет
выполнять функции специализированного государственного агента по выполнению
геологоразведочных работ и воспроизводству минерально-сырьевой базы России. Один из
вариантов особого статуса компании - госкорпорация (означает возможность
финансирования
из
государственного
бюджета).
Данная инициатива нашла поддержку на совещательном уровне Министерства природных
ресурсов и экологии РФ, Федерального агентства по недропользованию РФ, а также
Совета безопасности РФ. Для реализации поставленной задачи необходимо подготовить и
внести
в
Государственную
Думу
проект
федерального
закона
"О государственной корпорации "Росгеология". Как считают эксперты, оператор будет
развиваться по рыночным правилам, не нарушая интересы частных компаний. Кроме того,
"Росгеология" должна будет выполнять функции, которые не могут осуществляться в
статусе ОАО, например, государственный мониторинг состояния недр, геологическое
изучение и выявление ресурсного потенциала перспективных территорий РФ, ее
континентального шельфа. Статус специального агента позволяет осуществлять проекты,
используя
механизм
государственно-частного
партнерства.
Считаем, что развитие государственной геологоразведки крайне важно с точки зрения
обеспечения перспектив успешной работы добывающего комплекса, энергетической
безопасности Российской Федерации, реализации ее геополитических интересов,
особенно
в
российской
Арктике.
О целесообразности освоения арктического шельфа в настоящее время. Российская часть
Арктики занимает 4 млн км2 и содержит, по мнению ряда ученых, 80% общих
неразведанных ресурсов УВ нашей страны. Доля жидких УВ в общем нефтегазовом
балансе этого региона составит не более 25%. По состоянию на 1 июля 2012 г. в
российской части Арктики уже действовали 42 лицензии на УВС, которые принадлежали
14 недропользователям (доминируют ОАО НК "Роснефть" и ОАО "Газпром").
Оценить необходимость ускоренного и широкомасштабного освоения углеводородных
ресурсов арктического шельфа России можно с разных позиций: ресурсы, экология,
экономика, технические средства и технологии, нормативно-правовая база.
Ресурсный критерий. Углеводородные ресурсы российской Арктики оцениваются от 100
до 140 млрд. т в нефтяных эквивалентах. По оценкам специалистов ВНИГНИ еще в 2008
более 80% перспективных и прогнозных ресурсов нефти приходится на сушу, причем
почти 70% - на Западную и Восточную Сибирь. Доля Арктики составляет всего 13%.
Такая же картина и по газу: Западная и Восточная Сибирь занимают почти 75% в общем
балансе перспективных и прогнозных ресурсов, арктические моря - 15%.
Эти данные подтверждаются и распределением плотности перспективных и прогнозных
извлекаемых ресурсов нефти и газа. По нефти наиболее высокоплотностные области
находятся на суше - это Западная Сибирь, Тимано-Печорская провинция, Волго-Урал.
Плотность ресурсов нефти достигает здесь до 12,8 млн т/тыс. км2. На арктическом
шельфе этот показатель колеблется от 1 (Баренцево море) до 6,7 млн т/тыс. км2 (море
Лаптевых).
По газу наиболее высокоплотностные области охватывают Западную Сибирь и
прилегающее Карское море, российскую часть Прикаспийской впадины (до 42,2 млрд.
м3/тыс. км2). На арктическом шельфе наибольшая плотность газовых ресурсов
приходится на Восточно-Баренцевоморский бассейн (33,7 млрд. м3/тыс.км2). В остальных
морях этот показатель колеблется от 1,3 до 7,6 млрд. м3/тыс. км2.
Таким образом, сравнительный анализ распределения перспективных и прогнозных
углеводородных ресурсов суши и акватории России показывает, что 4/5 этих ресурсов
находятся в недрах сухопутной части России, которая геологически изучена, в лучшем
случае, наполовину. Поэтому, по мнению специалистов, на текущий момент (ближайшие
10-15 лет) приоритетом для наращивания углеводородного могущества России должна
оставаться суша. Ее потенциальные возможности неоднократно освящались в
геологической печати. Прирост запасов УВС следует производить за счет геологоразведки
малоизученных регионов Тимано-Печоры, Предуралья, Западной и Восточной Сибири.
Большие возможности сулит разведка глубоко погруженных комплексов осадочного
чехла и фундамента этих регионов, поднадвиговых зон Западного Урала и Верхоянского
хребта в Восточной Сибири. Подтверждением тому, что недра сухопутной части России
еще далеки от углеводородного оскудения, служит недавнее открытие гигантского
нефтяного месторождения Великое в Астраханской области Нижнего Поволжья.
Бурное развитие новых технологий в последние годы позволяет добывать нефть и газ
нетрадиционными способами из объектов, о которых ранее и не помышляли - это
низкопроницаемые коллекторы, сланцы, нефтематеринские породы. Прежде не было
технологий, с помощью которых нефтяники и газовики могли бы эффективно извлекать
продукт из таких пород. В настоящее время технологии созданы, с их помощью только из
Баженовской свиты Западной Сибири можно добыть примерно столько же нефти, сколько
ее осталось во всех нефтяных месторождениях России. Общий потенциал Баженовской
свиты оценен в 15-20 млрд. т нефти. Похожие толщи известны на Северном Кавказе, в
Поволжье,
в
Оренбуржье,
в
Тимано-Печорской
провинции.
Новые технологии позволяют добывать газ из каменного угля и сланцев. Так называемая
"сланцевая революция" вызвала активный интерес со стороны многих энергозависимых
стран мира. В России эти технологии пока широкого применения не получили по причине
экономической неконкурентоспособности нетрадиционного газа с традиционным, но при
необходимости
этот
потенциал
может
быть
всегда
задействован.
Совершенно не освоены в России ресурсы тяжелой нефти и природных битумов, которые
могут являться важнейшей составляющей отечественной нефтедобычи в перспективе. По
имеющимся оценкам, в России находится от 30 до 75 млрд. т прогнозных ресурсов этого
сырья. Залежи известны в Татарстане в Тимано-Печорском регионе, на склонах
Анабарского массива в Центральной Сибири (Оленекское месторождение и др.).
Технологии добычи такой нефти сложны и относительно дороги. Тем не менее, в Канаде
на месторождении Атабаска себестоимость одного барреля нефти, добытого из схожих
залежей, составляет $50-70, что соизмеримо со сланцевой нефтью и дешевле, чем добыча
нефти на многих северных месторождениях. Кроме того, в битумах содержится много
сопутствующих микроэлементов, которые также можно извлекать с большей выгодой.
Например, сегодня 70% ванадия в мире добывается именно при переработке тяжелых
нефтей и битумов, а это важнейшее стратегическое сырье, которое Россия закупает за
границей.
Важным резервом добычи нефти из известных сухопутных месторождений нашей страны
является повышение коэффициента извлечения нефти из продуктивного пласта. Сейчас в
среднем по России он составляет 30%, в Советском Союзе он был равен 45%. Для
сравнения: коэффициент извлечения нефти на арктических месторождениях США Прудо
Бэй и Купарук достигает 60%. По тем или иным причинам российские
нефтегазодобывающие компании недостаточно активно применяют адекватные методы
увеличения нефтеотдачи (тепловые, газовые, химические, микробиологические и др.),
хотя их полномасштабное внедрение могло бы почти в 2 раза увеличить нефтеотдачу
пласта. По мнению ряда исследователей (Боксерман и др.), использование этих методов на
практике позволило бы увеличить потенциал извлекаемых запасов нефти в нашей стране
на
40
млрд.
т.
Нельзя забывать об экономии энергоресурсов и рачительном отношении к проблеме
потери нефти и газа при их добыче и транспортировке. Ежегодно при транспортировке
теряется, по скромным подсчетам, не менее 4% добытой нефти, а это более 20 млн т!
Большой резерв - попутный нефтяной газ, который до сих пор сжигается в факелах.
Важным подспорьем в деле энергопотребления могла бы стать элементарная экономия.
По оценкам Международного энергетического агентства, использование энергоресурсов в
России с эффективностью Швеции или Канады позволило бы ежегодно экономить до 30%
энергопотребления.
Перечисление показывает, что при умелом ведении хозяйства мы могли бы еще многие
годы обходиться без арктических углеводородов. При принятии управленческих решений
стоит учитывать, что многие расчеты проводились в "тучные годы", когда казалось, что
мировые потребности в нефти будут расти на 10 % в год, и поэтому нужно вводить все
ресурсы. Кроме того, принимаемые во внимание при расчетах данные по природноклиматическому состоянию Арктического региона приходятся на период относительного
потепления (циклы повторяются примерно с периодичностью 25-30 лет), который скоро
сменится на цикл относительного похолодания, что усугубит действие всех негативных
факторов. Для стабильного развития отечественной нефте- и газодобычи на ближайшую и
среднесрочную перспективу и бесперебойных зарубежных поставок углеводородов
вполне
достаточно
сухопутных
резервов
этого
сырья
в
России.
Экологические критерии. Важнейшей проблемой освоения арктических ресурсов нефти и
газа является экологическая составляющая. Известно, что процесс разработки морских
месторождений нефти и газа сопряжен с большими экологическими рисками. Во время
катастрофы в Мексиканском заливе на месторождении Macondo в 2010 г. в море вылилось
почти 800 тыс. т нефти. Экология этого моря будет восстанавливаться еще долгие годы. В
условиях сурового и холодного климата Арктики последствия могут быть гораздо более
тяжелыми. Так, следы разливов нефти при аварии печально известного танкера Exxon
Valdez, севшего на мель в 1989 г. в заливе Принс Уильям (Аляска), проявляются до сих
пор. Причем, нефтяные остатки сохраняют свои токсичные свойства, ограничивая
популяцию крабов и другой биоты. Несмотря на многочисленные исследования,
профинансированные крупнейшими международными компаниями, до сих пор не удается
создать
технологию
подледного
сбора
разлившейся
нефти.
Техногенное наступление на природу, даже без катастрофических явлений, ведет к
серьезным изменениям в биогенетическом потенциале районов нефтегазодобычи. Так, из
47 промысловых видов рыб в Обском бассейне с начала освоения Западной Сибири (1964)
до настоящего времени сохранился лишь 21 вид. По данным института ЛенГИПРОГОР,
ежегодный ущерб, наносимый нефтегазоразработкой природной среде Западной Сибири
еще в доперестроечное время, оценивался почти в 15 млрд. руб. Следует отметить, что
повышение ответственности нефтяных компаний, внедрение новых технологий бурения и
обустройства месторождений, произошедшие в последние годы, привели к
существенному качественному улучшению показателей экологической обстановки. Свою
роль сыграл большой общественный интерес к состоянию природной среды, приведший к
появлению
сбалансированного
законодательства.
Оценить ущерб, который может нанести катастрофический разлив нефти или конденсата
арктическим морям, просто невозможно. Моделирование нефтеразливов на
месторождении Приразломное (Печорское море) показывает, что нефтяное пятно
загрязняет до 140 тыс. км2 акватории и 3 тыс. км береговой линии, которую оно может
достичь уже через несколько дней после разлива. Под угрозой такие заповедники как
"Ненецкий",
заказники
"Вайгач"
и
"Ненецкий".
Между тем, арктические регионы, где еще не развернулись в полном масштабе процессы
разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, уже давно находятся под
мощным техногенным стрессом. По данным ряда ученых, нефтяная пленка покрывает
значительную часть поверхности восточной части Баренцева моря. Она образуется за счет
поступления углеводородов с речными стоками, с течением Гольфстрим, путем
проникновения
из
земных
недр.
В прошлые годы в пределах Новоземельского полигона проводились подземные и
наземные ядерные взрывы, в акваториях Баренцева и Карского моря захоронялись жидкие
и твердые радиоактивные отходы. В целом это создает здесь повышенный радиоактивный
фон.
Экономические критерии. Арктика - это труднодоступный регион со сложными природноклиматическими условиями. Ледовая обстановка, суровые шторма, полярная ночь - все
это требует дополнительных финансовых затрат и немалых. Приведем некоторые цифры
по себестоимости добычи нефти в различных геологических и природно-климатических
условиях. В Западной Сибири, например, она составляет $30 за баррель, на Ванкорском
месторождении, с учетом дополнительных затрат на обустройство и создание
инфраструктуры, - $80, а на арктическом шельфе России, по экспертным оценкам, - более
$700 за тонну. Если учесть стоимость транспортировки нефти, налоги, прибыль компании,
то для потребителя цена арктической тонны нефти составит порядка $1000.
При текущих ценах на нефть порядка $700-730 за тонну - добывать ее за Полярным
Кругом
экономически
нерентабельно.
В значительной степени по этой причине существующие проекты освоения нефтяных и
газовых месторождений российской Арктики (например, Штокмановского) находятся за
гранью рентабельности, их реализация возможна при стабильно высоких ценах на
углеводороды и при очень больших запасах открытых залежей. (Как известно, в 2012 г.
после длительных подготовительных работ и переговоров о начале инвестиций в проект
разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения партнеры ОАО Газпром,
французская Total и шведская Statoil, отложили начало его разработки на неопределенный
срок из-за неблагоприятной ситуации на газовом рынке, экономической неэффективности
проекта
и
сложностей
природно-техногенного
характера.)
Технические средства и технологии. Специфические природно-климатические условия
требуют использования при освоении морских месторождений особых технических
средств и технологий. Необходимо отметить, что на большей части арктических
акваторий и побережий российской и зарубежной Арктики отсутствует необходимая
инфраструктура по хранению и транспортировке углеводородов, а ее создание в новых
регионах (север Восточной Сибири и Дальнего Востока) потребует затрат, измеряемых
десятками
и
сотнями
миллиардов
долларов.
Большой интерес представляет опыт норвежских нефтяников, которые создали новые
технологии подводной разработки нефтяных и газовых месторождений. Успешно
внедряют их, например, при разработке газового месторождения Сновит ("Белоснежка"),
расположенного в норвежском секторе Баренцева моря. Но эти технологии широко
апробированы и применены к незамерзающим акваториям (Северное море и др.). Для
глубоководных частей морей, покрытых льдом, сегодня практически отсутствуют
технические средства и технологии, которые позволили бы эффективно проводить
бурение скважин, разработку месторождений и транспорт добытой продукции, что пока
не позволяет безопасно и рентабельно добывать нефть и газ в Арктике на значительном
удалении
от
береговой
зоны.
Для решения этой проблемы потребуется создание принципиально новых технических
средств и технологий. Прежде всего - это подводные буровые, эксплуатационные
комплексы, транспортные средства, безлюдные технологии, робототехника. Кроме того,
создание подводных комплексов потребует значительного времени. Однако без ее
решения полномасштабное освоение углеводородных ресурсов Арктики практически
невозможно. Поэтому необходимо уже сейчас создать условия для развития инженерной
мысли, направленной на получение принципиально новых образцов и технологий
морского подводного производства. Наиболее перспективный путь в этом направлении,
по
мнению
специалистов,
являются
собственные,
отечественные
научнопроизводственные исследования на основе имеющихся лучших зарубежных и
отечественных
образцов.
Институты развития техники и технологий, создания современных стандартов. Вопросы
создания новой техники и технологий актуальны не только для нефтегазового комплекса.
Весьма полезным может быть изучение мирового опыта создания среды, благоприятной
для инновационного развития. Изучение публикаций, посвященных процедурам создания
и переноса в реальное производство новых технологий показывает, что одним из самых
эффективных инструментов для достижения целей является создание испытательных
полигонов.
Полигон ProlabNL располагается в Арнхеме (Нидерланды) и является независимой
тестовой площадкой для нефтегазового оборудования. ProlabNL в течение ряда лет
проводит
испытания оборудования
и
технологий
на
высококачественных
крупномасштабных тестовых площадках с использованием реальных углеводородов (газ и
сырая нефть) под высоким давлением, получаемых с настоящего месторождения. Их
гидравлические испытательные стенды замкнутого типа широко используются для оценки
технологий подводных программ основных нефтегазовых компаний. Стенды полигона
сертифицированы по стандарту ISO 9001:2008 для испытательного оборудования в
нефтегазовой и нефтехимической промышленности с низкими и высокими давлениями.
Клиенты: Statoil, ExxonMobil Development, ExxonMobil Upstream Research, BP, Aker
Solutions, Ascom Separation, Reinertsen. Именно на полигоне ProlabNL проводились
испытания интегрированной подводной компактной сепарационной системы для
ультраглубоководного
применения.
Другой пример полигона для морских технологий – OHMSETT, миссия которого заявлена
как "улучшение технологий через НИОКР". Полигон расположен в США, в Нью-Джерси
и функционирует под управлением Департамента внутренних дел Бюро по вопросам
безопасности и экологического контроля США (BSEE) через контракт с MAR
(независимый оператор), зарегистрированную в Роквилл, Мэриленд. Деятельность
полигона прослеживается с 1975 года, он имеет статус национального полигона по
испытанию оборудования для борьбы с разливами нефти и морских судовнефтесборщиков. Из источников в англоязычной печати видно, что с 1981 года по
результатам испытаний техники и технологий был создан ряд стандартов по
эффективному применению боновых заграждений и судов-нефтесборщиков.
Стандартизированные процедуры испытаний позволяют обеспечить условия
полноценного
и
независимого
тестирования
оборудования
и
технологий.
Практически все технологии, которые сегодня необходимы для реализации проектов в
РФ, как показывает мировая практика, прошли испытания и получили сертификаты
соответствия заявленным характеристикам на полигонах, организованных на старых,
хорошо исследованных месторождениях. Есть и новые месторождения, специально
оборудованные для проведения испытаний, например, Mariner (Великобритания),
характерное высоковязкой нефтью. Опытные работы на нем проводятся с 2007 года по
специальной
программе.
Примечательно, что все полигоны работают под надзором государственных структур, их
деятельность прозрачна и публична. Отчеты, подготовленные по результатам испытаний,
доступны исследователям и позволяют не дублировать работы и избегать тупиковых
путей, поскольку показываются как успешные работы, так и неудачные.
В РФ в настоящее время нет законодательной основы для создания подобных площадок.
Во-первых, Закон РФ "О недрах" предусматривает опытно-промышленные работы только
в целях достижения запланированных показателей разработки на рассматриваемом
месторождении. Конечно, можно потом применить отработанные технологии и для
других объектов, но это касается процессов разработки и добычи. Между тем, главные
капиталовложения (50-60 %) приходятся на создание производственной инфраструктуры.
Требования к оборудованию и технологиям, применяемым для реализации
технологических процессов добычи и транспорта, особенно в Арктических условиях,
весьма высоки. Необходимо создавать законодательную основу для независимых
испытаний в рамках многофункциональных полигонов для достижения требований
энергетической, экологической и экономической эффективности, а также разработать
технические регламенты проведения процедур испытаний и стандарты деятельности.
Нормативно-правовые критерии. Арктика - это специфический природный сегмент
земного шара, вторжение в него требует создания особой нормативно-правовой базы,
которая в нашей стране практически отсутствует. На текущий момент не существует
правовой защиты арктической экосистемы, не продумана система создания арктических
оазисов - наиболее уязвимых районов, законодательно защищенных от высокорискованной человеческой деятельности, не разработана гибкая система штрафов за
пользование природными ресурсами, отсутствует налоговая система, стимулирующая
эффективное проведение геолого-разведочных работ (далее – ГРР) в арктических
условиях
и
т.д.
Подводя итог, можно сказать: ни с ресурсно-геологической, ни с экологической, ни с
экономической, ни с технологической точки зрения Россия пока в полной мере не готова к
широкомасштабному
освоению
ресурсов
Арктики.
Освоение арктических кладовых "черного золота", несомненно, даст мощный
положительный импульс всей экономики России: машино- и кораблестроению, созданию
принципиально новых технических средств и технологий, развитию смежных отраслей
народного хозяйства, поскольку ожидаемый объем инвестиций в развитие морского
нефтегазового комплекса может достичь $110 млрд. Будет завершено формирование
пакета основных нормативных актов морского недропользования, существенно укрепится
позиция России на переговорах по разграничению арктических морских пространств с
соседними государствами, развитие региональных центров арктической добычи обеспечит
существенный рост экономики приморских субъектов федерации. Ожидается, что общий
суммарный доход России от реализации стратегии освоения арктических месторождений
нефти и газа составит, по некоторым оценкам, до $135 млрд. Приведенные доводы, с
учетом необходимости освоения полезных ископаемых в Арктике в относительно далекой
перспективе, требуют найти компромисс между сторонниками интенсификации процессов
геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа и сторонниками
невмешательства
в
хрупкую
природу
Арктики.
В связи с этим интерес представляет концепция поэтапной стратегии освоения
углеводородных ресурсов арктического шельфа России, которая позволит эффективно и
своевременно открывать и разрабатывать труднодоступные арктические месторождения
нефти и газа, основываясь на собственном опыте и на отечественных научно-технических
и технологических разработках, минимизируя при этом экологический ущерб арктической
природной среды. Только с накопленным опытом работы в Арктике и современным, по
меркам будущего времени, научно-техническим багажом можно будет уверенно
приступать к поисковым, разведочным и добычным работам в центральных и северовосточных
районах
Российской
Арктики.
Таким образом, набранные темпы работ на шельфе, с одной стороны, внушают оптимизм.
Но, с другой стороны, целый ряд нерешённых проблем могут не только затормозить
данную деятельность, но и сделать её бессмысленной с экономической точки зрения и
вредной - с экологической. Чтобы этого не произошло, как раз и необходим
"общенациональный интегратор", который мог бы трезво взвесить все аргументы "за" и
"против" и взять на себя принятие решений по конкретным проектам.
Зарубежный опыт освоения арктического шельфа. Проблема освоения углеводородов
российского Севера в целом и континентального шельфа Арктики, в частности, в
последнее время является одной из обсуждаемых проблем. Речь идет не только о
целесообразности разворачивание работ на арктическом шельфе и их сроках, но и о
способе их проведения: с иностранным участием или самостоятельно. В связи с этим
важно проанализировать подходы в работе при освоении углеводородов в Арктическом
районе ведущими мировыми государствами для поиска приемлемых и эффективных
подходов при освоении месторождений углеводородов, применимых в использование для
Российской
Федерации.
Например, Норвегия в шестидесятых годах двадцатого века приступила к осваению
шельфовых нефтегазовых месторождений с участием зарубежных корпораций и
переделывая китобойные суда в буровые установки. В Норвежском континентальном
шельфе бурение в поисках нефти было начато в 1966 г., после подписания соглашения,
где шла речь о разделении участков Северного моря с Данией и Великобританией. За
сорок лет были открыты больше 60 месторождений и пробурено 2992 скважин. У
Норвегии не было опыта разведки в освоении нефтегазовых месторождений и нужных
финансовых ресурсов, но перед ней стояла цель повысить общественную ценность
национальных углеводородных ресурсов, и для этого нужно было создать действующую
государственную политику комплексного управления ресурсами, а также привлечь
частный капитал для использования высокотехнологического процесса по их освоению.
Основным принципом для Норвегии при использовании нефтегазовых ресурсов является
то, что углеводороды это невосполнимый национальный ресурс. Мнение Норвежского
правительства сводиться к тому, чтобы при использовании нефтегазовых ресурсов
применялась максимизированная стоимость для этих ресурсов, также обеспечивался
максимальный доход углеводородной промышленности для государства, учитывая нужды
будущего
поколения.
Используя опыт американских компаний, норвежцы стали ведущими в производстве
бурового и подводного оборудования нефтедобычи, а также по хранению и услуг по
обслуживанию. В 1972г. была создана государственная компания "Статойл". Участие этой
компании и двух частных норвежских компаний "Норск Гидро" и "Сага Петролеум"
обозначили
ведущую
роль
Норвегии
в
нефтегазовой
отрасли.
Зарубежные компании принимали важную роль в технологическом обеспечении
компаний Норвегии при разработке шельфовых месторождений. Главной задачей для
Норвегии было укрепление своих позиций, за счет увеличения внутреннего присутствия,
путем
принятия
участие
в
государственных
проектах.
В Великобритании также разрабатывали модель освоения углеводородных ресурсов
шельфа Северного моря, привлекая лидирующие в этой сфере международные
корпорации с их передовыми технологиями, но положительных результатов достигнуто
не было. В Норвегии сейчас существует высокотехнологическая углеводородная
промышленность, которая может составить конкуренцию на международном рынке, а в
Великобритании
этого
не
случилось.
Вероятно, это связано с тем, что в стране уже был достаточно высокий уровень ВВП, не
требующий развития таких рискованных проектов, как добыча углеводородов в море.
Норвегия, бывшая страной с преимущественно сельскохозяйственным производством,
нуждалась в высокодоходной углеводородной промышленности, которая может составить
конкуренцию на международном рынке. Опыт Норвегии берется как пример
государствами других стран. Сейчас этому опыту следует китайский нефтегазовый
сервисный
рынок.
Для России в реализации арктических проектов может представлять интерес опыт первого
проекта на канадском шельфе по освоению Хайбернии. Это месторождение находиться в
Канаде
в
провинции
Ньюфаундленд,
в
ее
прибрежных
водах.
Этот проект уникален, учитывая финансовые, политические и технические причины.
Канада планирует занять достойное место в числе ведущих стран морской добычи нефти,
а для этого требуется применять передовые технологии в прибрежных районах при
северных условиях. Месторождение Хайберния находиться на восточном побережье
Канады, и открыли его в 1979г. И только по истечению десяти лет Канада и провинция
Ньюфаундленд заключила соглашение с нефтяными компаниями и смогла приступить к
освоению этого месторождения. Очень важно, что государство обеспечивает финансовую
компенсацию высоких рисков и разрабатывает подходы внедрению данного проекта.
Государство, поддерживая проекты, старается повысить уровень занятости канадцев и их
квалификацию. Канадцам отводится 66% рабочих мест, а доля для канадских подрядчиков
в общем объеме составляет 60%. Если сравнивать с Россией, требования для
использования рабочей силы в Канаде более значительны, так как подкреплены
финансовой государственной поддержкой. Суммы затрат на проект распределяются таким
образом: 5,8 млрд. долл. инвестируют компании, 1,5 млрд. долл. инвестирует государство.
Шельф в Канаде относится к юрисдикции федерации (в России также). Федерация и
провинция Ньюфаундленд заключило соглашение между собой, так как понимают, что
объединение усилия властей принесет им взаимную пользу. Освоение углеводородных
ресурсов шельфа проходит в рамках кооперативного федерализма. С самого начала
внедрения проекта на шельфе федеральное правительство было направлено на
достижение соглашений между провинцией Ньюфаундленд и Новой Скотией (на западе
Канады)
по
вопросам
управления
углеводородных
ресурсов
совместно.
Опыт норвежских, английских и канадских государств по освоению углеводородных
месторождений шельфа будет очень полезен для России. Сейчас для неосвоенных районов
у отечественного бизнеса нет опыта и практических подходов к внедрению крупных
проектов.
В 2006 году с упразднением так называемого "второго ключа" российские субъекты
Российской Федерации были выведены из системы управления недрами, что привело к
застою в развитии законодательных инициатив и частичной утрате рычагов воздействия
на управление нефтегазоносными территориями. Однако пример Канады показывает, что
органам власти пора пересмотреть свое отношение к этому вопросу.
При анализе в формировании подходов к реализации новых углеводородных проектов: в
Норвегии, Гренландии, Ньюфаундленде (Канада) на северо-востоке Аляски (США) можно
увидеть, что ни один из этих проектов не претворяется в жизнь без решения социальноэкономических вопросов при развитии территории. Реализация проекта в освоении
месторождения "Сновит" в норвежском районе Баренцева моря осуществилась благодаря
региональному
одобрению.
В настоящее время в освоении ресурсов Арктики в России множество проблем, решение
которых, в первую очередь, должно решаться в рамках совершенствования
государственного регулирования, направленного как на согласование интересов основных
субъектов хозяйственной системы арктической зоны страны, так и на формирование
устойчивого
территориального
развития
этих
территорий.
России нужно активно использовать положительный международный опыт в разработке
нефтегазовых месторождений. Это поможет в успешной и эффективной модернизации
нефтегазового комплекса страны, а также решит многие социально-экономические задачи.
О шельфе Каспийского, Черного и Азовского морей. По оценкам экспертов на
Каспийском шельфе еще возможны открытия крупных месторождений. К примеру,
месторождение имени Филановского стало одним из крупнейших среди открытых за
последние 20 лет в России. Здесь многое будет зависеть от интенсивности поисковоразведочных работ компании ЛУКОЙЛ, которая давно работает в этом регионе.
Ресурсы шельфа Азовского и Черного морей на сегодня не рассматриваются компаниями
в качестве особо привлекательных территорий. Прежде всего потому, что они требуют
дальнейшего изучения, возможно с привлечением фундаментальной науки РАН. Вовторых, на российской суше еще остаются территории с огромными перспективными
запасами углеводородов, правда, их большая часть относится к трудноизвлекаемым
запасам.
По оценке экспертов Минэнерго, стоимость строительства трансчерноморского
газопроводного проекта "Турецкий поток"по дну Черного моря будет сопоставима с
"морским" бюджетом бывшего проекта "Южный поток". Подводные работы по этому
проекту оценивались в 17 млрд. евро. Однако европейским странам придется
самостоятельно финансировать сооружение наземных подключений к "Турецкому
потоку".
Участие государства в развитии шельфовых проектов. 2 мая 2015 года Президентом РФ
был подписан Федеральный закон №121-ФЗ "О внесении изменений в статью 12
Федерального закона "О внесении изменений в отдельные законодательные акты
Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений
законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона
"О порядке осуществления иностранных инвестиций в хозяйственные общества, имеющие
стратегическое значение для обеспечения обороны страны и безопасности государства"
(об особенностях предоставления права пользования недрами на участке недр
федерального значения) (далее – Федеральный закон №121-ФЗ), согласно которому
частные нефтегазовые компании получили право вести добычу полезных ископаемых на
шельфе. В отношении недр Балтийского моря прекращает действовать правило, согласно
которому разрабатывать новые месторождения могут только российские компании,
имеющие не менее чем пятилетний опыт морской добычи и находящиеся под
госконтролем
(государственные
компании
"Роснефть"
и
"ГАЗПРОМ").
Как известно, коммерческие компании добиваются права вести добычу на шельфе с 2008
года, когда она фактически стала монополией "Газпрома" и "Роснефти". Частные
компании были лишены права осваивать открытые месторождения на шельфе, даже если
имели к этому времени право на геологоразведку. Теперь закон гарантирует им лицензию
на добычу полезных ископаемых, но только в отношении акватории Балтики.
Пока Арктика остается на особом положении. По мнению экспертов, объяснение тому более сложные условия разработки месторождений, нет готовой инфраструктуры и очень
высоки экологические риски. Кроме того, у Арктики совершенно уникальное
стратегическое значение, да и запасов нефти и газа на порядок больше.
Однако, либерализация добычи подстегнет развитие отрасли. Освоение новых
месторождений оказывается все более затратным, и с этой точки зрения очень важно
расширить возможности для привлечения частных инвестиций в добычу. Эксперты
отмечают, что шельф, открытый для частных компаний, станет фактором повышения
эффективности и в госкомпаниях, которым придется работать в более конкурентной
среде. Следует заметить, что намерение Правительства РФ частично приватизировать
"Роснефть" способствует обострению конкуренции на шельфе, однако при этом может
быть
снижена
рыночная
капитализация
компании.
О налогообложении нефтегазового комплекса. Осенью 2013 г. Президент РФ Владимир
Путин подписал Федеральный закон от 30 сентября 2013 года №268-ФЗ
"О внесении изменений в части первую и вторую Налогового кодекса РФ и отдельные
законодательные акты РФ в связи с осуществлением мер налогового и таможеннотарифного стимулирования деятельности по добыче углеводородного сырья на
континентальном
шельфе
РФ".
Данный закон предусматривает возможность использования нулевой ставки налога на
добавленную стоимость при реализации углеводородного сырья, добытого на морском
месторождении, продуктов его технологического передела, а также на работы (услуги) по
его транспортировке. Поправки узаконили новый налоговый режим для месторождений
шельфа, добыча на которых начнется не ранее 1 января 2016 года.
В частности, расширяются льготы при газодобыче на континентальном шельфе. Они
коснутся компаний, не имеющих права на экспорт СПГ, произведённого из газа,
извлечённого на новых морских месторождениях. Для них предлагается установить
ставку
НДПИ
в
размере
4,5%.
Кроме того, ставка в размере 1,3% будет действовать при добыче газа на участках,
которые более чем на 50% расположены в акватории Чёрного мора, в северной части
Охотского моря и южной части Баренцева. Ставка может применяться до 31 марта 2037 г.
Ставка в 1% распространится на компании, добывающие газ на большей части Карского
моря,
в
северной
части
Баренцева
и
в
Восточной
Арктике.
Ставка НДПИ на новых морских месторождениях Азовского и большей части
Балтийского морей будет равняться 30% от действующей, согласно Налоговому кодексу
РФ.
Данная
норма
действительна
до
31
марта
2022
г.
Для морских месторождений, находящихся на большей части акватории Чёрного моря (на
глубине до 100 м), в российском секторе Каспия, в Печорском и Белом морях, южной
части Охотского (включая шельф Сахалина), ставка НДПИ на жидкие углеводороды
составит
15%.
Действие
льготы
продлено
до
31
марта
2032
г.
Для сырья, добытого на глубоководных участках Чёрного моря (свыше 100 м), в северной
части Охотского моря и южной части Баренцева, ставка должна равняться 10%. Норма
будет
актуальна
до
31
марта
2037
г.
Ставка НДПИ составит 5% для жидких углеводородов, извлечённых в акваториях
Карского моря, северной части Баренцева и в Восточной Арктике. Льгота действует до 31
марта
2042
г.
Для участков недр, лицензии на право пользования которыми выданы до 1 января 2009 г.
и степень выработанности которых на 1 января 2015 г. меньше или равна 5%, будет
действовать нулевая ставка НДПИ. Данная норма продолжит применяться до достижения
накопленного объёма добычи - 35 млн т, но при условии, что срок разработки запасов не
превышает
7
лет,
начиная
с
1
января
2015
г.
Кроме того, вводится ряд "послаблений", связанных с начислением и уплатой налогов на
прибыль и имущество организаций, транспортного налога и т. д. Эксперты утверждают,
что под льготный режим налогообложения попадают более 800 российских
месторождений
нефти.
Существующая система налогообложения добычи нефти посредством взимания НДПИ
положительно себя зарекомендовала как с точки зрения простоты налогового
администрирования, так и с точки зрения обеспечения стабильности поступлений доходов
в бюджетную систему Российской Федерации. Недостатком системы взимания НДПИ
является то, что он взимается вне зависимости от достигнутых финансовых результатов
добычи нефти. Вследствие этого для разработки ряда месторождений, характеризующихся
низкорентабельной добычей, существующий НДПИ по сути является фактором,
препятствующим
разработке.
Нефтегазовая отрасль имеет стратегическое значение для формирование доходной части
бюджетной системы. Как отмечается в Основных направлениях налоговой политики на
2015 год и плановый период 2016 и 2017 годов, одобренных Правительством Российской
Федерации 01.07.2014 года, налогообложение нефтегазового сектора стабильно
обеспечивает около трети совокупных доходов. В 2013 году налоговые доходы от
нефтегазового сектора составили 10,9% ВВП, от других секторов экономики - 22,4% ВВП.
Проведенный анализ свидетельствует о неуклонном росте доходов бюджетной системы
Российской Федерации, получаемых от налогообложения нефти, - экспортной пошлины и
НДПИ.
В тоже время в Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утвержденной
распоряжением Правительства от 13.11.2009 № 1715-р, отмечается, что начальные запасы
нефти уже выработаны более чем на 50 процентов, в европейской части - на 65 процентов,
в том числе в Урало-Поволжье - более чем на 70 процентов. Степень выработанности
запасов крупных активно осваиваемых месторождений приближается к 60 процентам. Это
позволяет предположить, что дальнейшее сохранение объемов добычи нефти невозможно
без разработки и внедрения мер, стимулирующих развитие низкорентабельных
месторождений.
В условиях резкого падения цен на нефть на мировом рынке, обострения конкуренции на
мировых рынках энергоносителей; замедления роста российской экономики при
ухудшении геополитической ситуации; введения ограничений на доступ к ключевым
зарубежным технологиям, оборудованию и международному капиталу для российского
ТЭКа, государство должно предусматривать необходимую поддержку нефтегазовому
бизнесу путем оптимизации налогообложения нефтяного комплекса для поддержания
финансово-экономической устойчивости российских нефтяных компаний и сохранения
текущих объемов добычи. Одной из таких мер поддержки может стать реформирование
системы
налогообложения
добычи
нефти.
Исходя из этого, представляется целесообразным рассмотреть вопрос о целесообразности
внедрения в российскую налоговую систему нового налога на добычу нефти, в основу
которого будет положено налогообложение финансового результата добычи на
конкретном
месторождении.
По мнению экспертов Минэнерго, переход к системе налогообложения на основе
финансового
результата
может
позволить:
дополнительно изымать в доход государства сверхприбыль от разработки
высокорентабельных
запасов
нефти;
обеспечивать рентабельность добычи на месторождениях, находящихся на поздних
стадиях разработки, а также добычи трудноизвлекаемых запасов и запасов на
месторождениях,
не
обеспеченных
объектами
инфраструктуры;
учитывать изменения цены на нефть на мировом рынке, а также иные
макроэкономические
показатели.
Действующая фискальная система в большей мере подходит для сухопутных
месторождений, но не для шельфа, поскольку в рамках крупных морских проектов
приходится осуществлять гигантские капиталовложения, не получая в первые годы
никаких доходов. И даже после начала добычи в течение нескольких лет сумма расходов
превышает прибыль. И лишь благодаря долгосрочности таких проектов компании
обеспечивают
их
окупаемость.
Однако, если начинать взимать налоги сразу после появления первой нефти (как этого
требует нынешнее законодательство РФ), то период окупаемости сильно растянется.
Поэтому для морской добычи необходима схема, согласно которой налогом облагались
бы не текущие доходы, а аккумулированная прибыль. Это позволило бы значительно
сократить срок возврата вложений, а, значит, повысило бы инвестиционную
привлекательность проектов. В этом случае даже в условиях дешевеющей нефти
шельфовые проекты могли бы конкурировать с другими углеводородными активами.
В марте с.г. в Государственной Думе прошли парламентские слушания, организованные
Комитетом по бюджету и налогам и посвященные обсуждению законодательной
инициативы Думы Ханты-Мансийского автономного округа – Югры - проекту
федерального закона "О внесении изменений в части первую и вторую Налогового
кодекса Российской Федерации и Бюджетный кодекс Российской Федерации", согласно
которому предлагается дополнить Налоговый кодекс Российской Федерации новой главой
26.6 "Система налогообложения в виде налога на прибыль от реализации добытой нефти".
Поддержав указанный законопроект, участники слушаний пришли к выводу, что
законопроект может стать правовой основной для проведения эксперимента по
реформированию системы налогообложения добычи нефти. Предложено считать
целесообразным провести пилотный проект по внедрению системы налогообложения на
основе финансового результата, при этом критерии отбора проектов и перечень самих
проектов, в отношении которых будет проводиться эксперимент, должны быть включены
в Налоговый кодекс Российской Федерации. В ближайшее время после согласования
позиций заинтересованных министерств законопроект в уточненной редакции
планируется
направить
в
Правительство
РФ.
О негативных последствиях введения секториальных санкций США и стран ЕС.
Импортозамещение в нефтегазовом комплексе (НГК). Российский экспорт нефти и
нефтепродуктов составляет в денежном выражении около 280 млрд, газа - свыше 60 млрд.
долл. Суммарная экспортная выручка от продажи углеводородов равна примерно 2/3
общероссийского экспорта и 12% годового ВВП России. Россия, поставляя топливо в
Европу, получала в обмен технику, технологии, лекарства, товары легкой
промышленности,
частично
продукты
питания.
Инновационный потенциал страны во многом сосредоточен в оборонных отраслях.
Примером успешной экономической деятельности, которые испытывают прямое
инновационное воздействие ОПК, является, например, атомная энергетика; освоение
космоса и его использование для связи; транспортное и пассажирское авиастроение;
производство платформ для добычи нефти и газа на шельфе морей и т. д.
ТЭК становится важнейшей сферой инновационного развития страны в связи с переходом
к добыче трудноизвлекаемых углеводородов на больших глубинах, шельфе морей и
Ледовитого океана, к их добыче из горючих сланцев, эксплуатации бедных нефтяных
месторождений, транспортировке газа и нефти на большие расстояния по трубопроводам,
производству
сжиженного
природного
газа
(СПГ)
и
т.
д.
Однако с 2014 года среди объектов экономических санкций оказались оборудование и
технологии, применяемые для добычи нефти и газа. США и ЕС ввели ограничения на
поставки технологий и техники в нефтяную промышленность. В нефтяной
промышленности ограничена совместная инновационно-инвестиционная деятельность
российских
и
западных
компаний.
Под санкциями оказался импорт бурового оборудования, электрических насосов, морских
платформ для добычи на шельфе, материалов, используемых для добычи нефти. Под
запрет подпадает импортная электроника, используемая для комплектования морских
нефтедобывающих платформ. Акцент в санкциях сделан на высокотехнологичных
процессах,
важных
для
разработки
трудноизвлекаемых
ресурсов.
Использование высоких технологий и современной техники выступает необходимой
предпосылкой поддержания добычи нефти в условиях истощения наиболее богатых
залежей или хотя бы предотвращения ее резкого падения. Для этого нефтяным компаниям
требуются самое передовое оборудование и технологии разработки бедных
месторождений, добычи нефти и газа на арктическом шельфе, из сланцев. Санкции
ограничивают возможности комплексного освоения Арктики, прежде всего в рамках
международного сотрудничества в добыче полезных ископаемых. Под вопросом
реализация оказались более 50 соглашений с зарубежными партнерами - американскими,
норвежскими, венесуэльскими, арабскими и другими в области проведения совместных
буровых работ, наклонного бурения с берега, с платформ, производства СПГ, развития
нефтехимии.
Центр международной торговли, изучая детали эмбарго на импорт технологического
оборудования для российских нефтегазовых компаний установил, что ограничения
охватывают 68% всего импорта этого сектора. По данным Минпромторга РФ, заместить
многие виды оборудования российскими аналогами в обозримом будущем не удастся.
Поставщиком может стать Китай, хотя качество китайской продукции значительно ниже,
чем
западной.
По данным таможенной статистики, половина импорта жидкостных насосов,
используемых для добычи нефти, осуществляется из Германии, Украины, Италии и США.
На поставки из Китая приходится 15% импортных насосов. Что касается буровых
платформ и других плавучих средств, для которых судоходные качества второстепенны,
то свыше 90% их импорта в Россию поступает из Республики Корея.
В условиях свободной конкуренции процесс импортозамещения связан с повышением
конкурентоспособности отечественной продукции, вытесняющей импорт на внутреннем
рынке. Такой тип импортозамещения, основанный на инновациях, можно определить как
инновационный. Последствием инновационного импортозамещения становятся
повышение качества и/или снижение производственных издержек и цены продукции,
поставляемой
на
внутренний
рынок.
Примером успешного инновационного импортозамещения служит производство труб
большого диаметра. СССР начал строить трубопроводы для экспорта газа, когда
современного производства труб большого диаметра, способных выдержать требуемое
давление с высокой надежностью, в стране еще не было. Поэтому между СССР и ФРГ был
подписан "контракт века", который осуществлялся под девизом "газ в обмен на трубы". В
2000 - 2012 гг. в производстве газовых труб большого диаметра была реализована
программа импортозамещения - запущен самый современный листовой широкополосный
прокатный стан-5000, введены в строй четыре линии по производству труб большого
диаметра с полиэтиленовым покрытием. В настоящее время Россия располагает самым
современным комплексом по производству труб большого диаметра, способным
полностью
удовлетворить
потребности
газопроводного
строительства.
В отличие от инновационного импортозамещения, санкции обусловливают
принудительное импортозамещение, которое часто сопровождается потерей качества,
ростом цены, увеличением сроков реализации инновационных проектов. Помимо
санкций, факторами принудительного импортозамещения в настоящее время выступают:
- резкая девальвация рубля, ограничивающая возможности приобретать импортную
продукцию;
падение
цен
на
нефть;
- утрата доверия российских компаний к внешнеторговым и международным
инвестиционным
соглашениям;
постепенное
исчерпание
экспортного
потенциала
ТЭК.
Поскольку сроки действия санкций оговорены условно, их перечень нередко расширяют,
а регламент отмены не определен, российские компании вынуждены ориентироваться на
упреждающее импортозамещение, выходящее за рамки нынешних санкций. Российские
компании с большим энтузиазмом стали строить стратегию своего развития на базе
аутсорсинга и освобождаться от непрофильного сервиса. В новой геополитической
обстановке импорт и инвестиционные соглашения о совместной деятельности
превратились в объект политического давления. В таких условиях бизнес с опаской
относится к использованию производственных систем, основанных на западных
технологиях, импортном оборудовании и программном обеспечении. Он ожидает
возможного введения новых ограничений, например, на поставку в Россию ИТтехнологий.
Серьезным препятствием для успешного импортозамещения выступает рост издержек
производства и цен, в следствии чего снижается конкурентоспособность российских
товаров. Объективными причинами роста производственных издержек и цен (помимо
попыток государственных монополий завышать цены) стали, с одной стороны,
исчерпание запасов природных ископаемых, а с другой - рост доходов, зарплат,
бюджетных расходов на крупные социальные проекты, экономическая отдача от которых
может
быть
получена
лишь
в
отдаленном
будущем.
ТЭК является одним из главнейших источникоми загрязнения окружающей среды,
выбросов в атмосферу и воду. Поэтому здесь остро стоит вопрос о необходимости
дополнительных расходов на охрану окружающей среды, особенно в условиях вечной
мерзлоты и арктических морей. Это также может привести к росту издержек и цен на
продукцию
ТЭК.
Цены на нефть и газ зависят от новых технологий добычи и транспортировки. Так, по
мнению вице-президента компании ВР Russia В. Дребенцова, после 2017 г. объем
экспорта СПГ из США будет сопоставим с нынешними объемами поставок российского
газа в Европу. После 2016 - 2017 гг. в мире резко возрастут поставки СПГ из США,
Австралии
и
других
стран.
Поскольку процесс импортозамещения направлен на увеличение доли отечественной
продукции на внутреннем рынке, емкость которого ограничена, российские компании
проигрывают ценовую конкуренцию ТНК, работающим в рамках мирового рынка.
Проблема
малосерийности
импортозамещения
и
связанная
с
этим
неконкурентоспособность с замещаемым импортом по ценам возникают при производстве
электроники, нефтегазового и другого оборудования. Например, из-за малосерийности
будущих заказов пришлось отказаться от собственного производства крупнотоннажных
танкеров. Для решения этой проблемы необходима государственная поддержка предоставление финансовых средств в форме экспортных кредитов, лизинга и др.
Следует заметить, что будущее ТЭК определяет природный фактор - постепенное
исчерпание наиболее доступных залежей нефти, а в перспективе - и других полезных
ископаемых. Санкции не позволяют перейти к новому этапу в развитии российского ТЭК,
связанному с "арктической революцией", освоением достижений "сланцевой революции"
и другими технологическими прорывами. Не являясь первопричиной угроз и трудностей,
санкции сдерживают инновационное развитие и использование новейших технологий в
условиях
прекращения
действия
традиционных
факторов
роста.
Инновационный и инвестиционный факторы влияют на экономический рост с некоторым
временным лагом. Так, кризис 2009 г. вызвал резкое сокращение инвестиций и импорта
оборудования, что привело к снижению темпов экономического роста в России в 2012 2014 гг. Поэтому ряд экспертов справедливо полагают, что санкции 2014-15 гг. отразятся
на развитии отечественной экономики и ее ведущих отраслей лишь через три-пять лет.
Россия может использовать это время для производства импортозамещающей продукции,
привлечения
инноваций
и
инвестиций
на
рынках
третьих
стран.
По замыслу, санкции носят кратковременный характер, но они однозначно имеют
долговременные последствия. Принудительное импортозамещение приведет к некоторой
потере качества продукции и росту цен. В условиях низких темпов экономического роста
необходимо ограничить потребление, социальные программы и геополитические
амбиции. России предстоит перейти к более экономному режиму потребления.
О негативных последствиях введения санкций можно сделать следующие выводы.
1. В отношении России впервые применены внешнеторговые ограничения на поставку
инновационных и инвестиционных товаров, на действие международных соглашений о
совместной деятельности, необходимых нефтегазовым компаниям. Возникли
неожиданные препятствия для перехода к добыче трудноизвлекаемых углеводородов на
бедных месторождениях, на шельфе Ледовитого океана, из сланцев. Откладывается
выполнение ряда крупных нефтегазовых проектов. Ввиду исчерпания богатых
месторождений могут снизиться добыча углеводородов, экспортный потенциал России.
Под угрозой оказывается обеспечение страны техникой, технологиями, лекарствами,
многими
потребительскими
товарами.
2. В результате замещения импорта продукцией собственного производства либо
товарами, поставляемыми из третьих стран, могут снизиться качество продукции и/или
вырасти издержки производства. Если бы замещающая продукция имела конкурентные
преимущества перед импортом, то она выиграла бы у него и до введения санкций. Но
этого не произошло. Из-за санкций стране придется мириться с потерей
конкурентоспособности, использовать более дорогие и менее качественные заменители
импорта. Серийность производства отечественной продукции, как правило, будет меньше
импортной,
поэтому
она
может
оказаться
дороже.
3. Глобальные угрозы несут ограничения на совместную деятельность российских
компаний с ведущими зарубежными партнерами в области экологических проектов,
особенно в атомной энергетике, при добыче углеводородов на шельфе Ледовитого океана,
при использовании зон вечной мерзлоты. Даже после гипотетической отмены санкций
прежние мирохозяйственные связи России и Европы быстро восстановить не удастся,
поскольку исчезло взаимное доверие. В этих условиях ускоренное импортозамещение,
пусть даже с некоторыми потерями, необходимо для обеспечения геополитической
безопасности
России.
И все же у России, ЕС и США достаточно причин вернуться к совместной деятельности и
сотрудничеству в области предотвращения экологических катастроф, производства
энергоресурсов, продовольствия, ограничения вооружений, борьбы с голодом, болезнями,
терроризмом, наркотиками. Тем более что наша страна располагает большими ресурсами
земли, воды, природных ископаемых, человеческого капитала, богатейшим культурным и
духовным
наследием.
По мнению специалистов Минэнерго России, а качестве ключевых технологий,
возможных для импортозамещения в отрасли в 2015–2016 гг.. можно выделить, например,
гидроразрыв пласта, системы закачивания скважин и технологии сопровождения спуска
оборудования в скважины, как и технологию наклонно-направленного бурения. В этих
секторах возможно привлечение опыта и технологий стран, не поддерживающих санкции
против России. При этом Минэнерго в ежедневном режиме работает с компаниями
отрасли над определением основных технологических направлений, требующих
государственной
поддержки.
Чрезвычайно важным представляется организация процесса замещения импортной
продукции и услуг, определение тактических и стратегических задач. Экспертный совет
Союза
нефтепромышленников
РФ
предлагает
следующие
меры:
1. Прежде всего необходимо проанализировать состояние российского рынка
оборудования и услуг для нужд ТЭК и систематизировать эти данные. Установить
наличие или отсутствие оборудования, аналоги которых поступали из-за рубежа и
востребованы
в
настоящее
время.
2. Создать отраслевой каталог оборудования для нефтегазовой отрасли с исчерпывающей
информацией по каждому оборудованию. Обеспечить доступный для пользователей
интерфейс с применением современных информационно-коммуникационных технологий.
3. Изучить потребности участников рынка в технике и технологиях с учетом средне и
дальнесрочного прогноза его развития в рамках Энергетической стратегии России на
период до 2030 года. Цель – разработка технических условий на потребное оборудование,
системы стандартов для разрабатываемого оборудования и соответствующих
технологических процессов, а также создание баз данных о потребителях,
производителях,
технологиях
и
пр.
4. Построить национальные полигоны для испытания нового и усовершенствования новых
образцов техники и технологий в реальных промысловых условиях. Технопарки с
указанными полигонами следует организовывать в районах добычи при условии наличия
развитого
производственного
и
научного
потенциала.
5. Срочно подготовить законодательные инициативы по развитию испытательных центров
и
полигонов,
взяв
за
образцы
лучшие
мировые
наработки.
Однако реализация перечисленных задач возможна при обеспечении эффективной
государственной
поддержки.
О проблемах инновационного развития нефтегазовой отрасли в области добычи нефти и
газа. Нефтегазовый комплекс (НГК) играет ключевую роль в экономике России и
формирует около 20% ВВП, 50% нефтегазовых доходов в структуре федерального
бюджета, 67% валютных поступлений от экспорта нефти, газа и продуктов переработки в
общем объеме экспорта, 25% объема инвестиций в основной капитал.
Для устойчивого развития экономики России, повышения качества жизни населения
страны, содействия укреплению ее внешнеэкономических связей, эффективному
использованию природных энергетических ресурсов актуальной задачей является переход
на инновационный путь развития, прежде всего, нефтегазового комплекса России, как
основного локомотива роста российской экономики. В этой связи решение вопросов
модернизации НГК России должно стать мощным импульсом развития инновационного
потенциала во всех секторах экономики – в промышленности, прежде всего,
перерабатывающей, транспорте, связи, сфере услуг. Основу стратегии долгосрочного
устойчивого экономического развития должно составить оптимальное взаимодействие и
взаимообеспечение всех секторов экономики. Государственная инновационная программа
в сфере разведки и добычи углеводородов должна учитывать сложившиеся тенденции
развития
отрасли,
отвечать
новым
вызовам
времени.
Главной проблемой, которая начала тормозить и будет тормозить еще устойчивое
развитие добычи нефти в традиционных нефтегазоносных провинциях, прежде всего, в
Западной Сибири, является совершенно недостаточный уровень геологоразведочных
работ. Приросты запасов нефти за полтора последних десятилетия не обеспечивают
устойчивую работу нефтяного комплекса России на перспективу и неизбежно приведут к
падению добычи нефти в стране. Деятельность недропользователей по выявлению и
подготовке запасов нефти является неудовлетворительной. В условиях ограниченных
перспектив открытия новых крупных нефтяных месторождений, а также четкой
ориентации экономической политики страны на ресурсосбережение особо острой является
проблема инновационного развития и повышения эффективности поисков и разведки
углеводородов
в
традиционных
и
новых
регионах
добычи.
По оценкам ИНГГ СО РАН, объем поисково-оценочного и разведочного бурения должен
возрасти с современных 1,1 до не менее 3,5 млн м. Этот показатель будет почти в 3 раза
меньше того уровня, который был достигнут в РСФСР на конец 1980-х гг. Однако в
сложившихся условиях соответствующий уровень глубокого бурения будет способен
поддержать тот минимальный уровень прироста сырьевой базы, который необходим для
устойчивого
прироста
добычи
УВ.
Разработка месторождений тяжелых и высоковязких нефтей. Особенностью мировой
нефтедобычи является увеличение доли трудноизвлекаемых запасов – нефти тяжелой и
высоковязкой, а также с низким уровнем проницаемости коллектора (0,05 кв. мкм). К
тяжелым
и
высоковязким
нефтям
относятся
нефти
с
плотностью
более 0,92 г/см3 и вязкостью более 30 мПа*с. Мировые запасы тяжелой и высоковязкой
нефти примерно в 5 раз превышают объем запасов нефти малой и средней вязкости.
Трудноизвлекаемая нефть рассматривается в качестве основного резерва мировой добычи
нефти,
существуют
значительные
перспективы
и
у
России.
Мировой объем добычи тяжелой и высоковязкой нефти незначителен, что связано с
недостаточным развитием технологий освоения подобных залежей. Существующие
технологии требуют значительных капиталовложений в добычу, переработку и
транспортировку. Однако тяжелые и высоковязкие нефти являются ценным сырьем для
топливно-энергетической промышленности, а также для нефтехимии и источником
дефицитных
редких
металлов.
Российские запасы тяжелой и высоковязкой нефти составляют около 13% от общего
объема разведанных ресурсов нефти страны. Основные запасы высоковязких и тяжелых
нефтей сосредоточены в трех ФО России: 54% — в Приволжском и Северо-Западном ФО
и 36,5% — в Уральском. Основная добыча тяжелых и высоковязких нефтей ведется в
Республике Татарстан и Республике Коми. Наиболее крупные месторождения: ВанЕганское,
Северо-Комсомольское,
Усинское,
Русское,
Гремихинское.
Вовлечение в разработку месторождений в новых регионах нефтегазодобычи, прежде
всего, на востоке России, а также на шельфе арктических и южных морей. По мере
исчерпания сырьевой базы континентальных нефтегазоносных провинций России центр
добычи сместится в еще более сложные и неизученные регионы, и поддержание и
наращивание добычи углеводородов в России будет возможным только за счет ввода в
разработку шельфовых месторождений, предпосылкой открытия которых служит
проведение активной лицензионной политики и законодательного обеспечения
государством
уже
в
настоящее
время.
Это потребует привлечения значительных научных проработок и законодательных
инициатив по обеспечению инновационного перехода в новые регионы газодобычи
России. Ни российская, ни мировая история еще не знали такой резкой дифференциации
горно-геологических и природно-климатический условий разработки месторождений
углеводородов, прежде всего, природного газа. Потому особенно необходимы именно
инновационные
и
технологические
решения.
Основным регионом, обеспечивающим прирост добычи нефти в стране последние годы,
является Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия) – за счет планомерного выхода на
проектную мощность Ванкорского (Красноярский край), Талаканского (Республика Саха),
Верхнечонского (Иркутская область) месторождений. Восточно-Сибирский регион играет
ключевую роль в компенсации падающей добычи нефти на старых месторождениях
традиционных нефтедобывающих регионов и обеспечении энергетической безопасности
России.
В газовой промышленности также происходит изменение географии добычи. Так, если на
территории ЯНАО основная добыча газа осуществлялась на территории Надым-ПурТазовского междуречья, то уже сейчас активно идет подготовка к освоению
месторождений п-ва Ямал, Обской и Тазовских губ. В 2012 г. стартовал мегапроект
разработки Бованенковского месторождения на Ямале. В среднесрочной перспективе
существенно возрастет роль шельфа южных (Каспийского), арктических (Баренцевого и
Карского), а также дальневосточных (Охотское) морей. По оценкам специалистов, добыча
нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может возрасти до 85 – 95 млн
тонн
(в зависимости от варианта развития территории), что может составить до 17 – 18% в
структуре российской нефтедобычи. Добыча газа в 2020 г. может составить 70 – 75 млрд.
м3, в 2040 г. – 140 – 155 млрд. м3, что может составить до 10 – 15% в структуре
российской
газодобычи.
Добыча нефти на шельфе может возрасти до 28 – 32 млн тонн в 2020 г. и 30 – 40 млн тонн
– в 2040 г., что составит 5 – 6% от общероссийской добычи. Россия имеет существенные
возможности по наращиванию добычи и поставок газа с шельфа. Однако объем добычи
газа на шельфе в существенной мере будет зависеть от конъюнктуры мировых рынков
газа.
Разведка и разработка нетрадиционных источников жидких углеводородов (сланцевая
нефть баженовской свиты, битуминозные песчаники Оленекского месторождения и др.).
Преобладающая часть ресурсов сланцевой нефти находится на территории США (78%).
Второе место занимает Китай с потенциальными ресурсами, оцениваемыми в 47 млрд.
тонн. Значительные запасы сланцевой нефти сосредоточены в России. Наиболее крупной
залежью сланцевой нефти в России является баженовская свита, расположенная в
Западной Сибири. По оценкам Минэнерго России, ресурсы баженовской свиты
оцениваются в 22 млрд. тонн, из них 55 млн тонн – извлекаемые запасы.
В 2012 г. ОАО "Газпром" приступило к реализации проекта по освоению баженовской
свиты Верхне-Салымского месторождения в Югре. К 2022 г. планируется выйти на
уровень добычи в 1 млн тонн в год. По мере истощения традиционных запасов нефти
баженовская свита рассматривается как один из важных объектов для восполнения
ресурсной
базы.
По оценкам специалистов, добыча нефти из баженовской свиты может составить в 2020 г.
– 2 млн тонн, в 2025 г. – 6 млн тонн, в 2035 – 2040 гг. – до 30 – 40 млн тонн.
Основные запасы нефти битуминозных песчаников сосредоточены в Венесуэле, Канаде,
США. В настоящее время в промышленном масштабе нефть из битуминозных песчаников
получают только в Канаде. Битуминозные песчаники Канады содержат свыше 170 млрд.
бар.
возобновляемых
запасов
нефти.
Приволжский ФО и Республика Саха (Якутия) являются лидерами по выявленным
ресурсам природных битумов. Крупнейшие геологические ресурсы битумов
сосредоточены в Оленекском регионе — вблизи Анабарского щита в Восточной Сибири.
Промышленная разработка на Оленекском месторождении может начаться не ранее 2025
– 2030 гг. На первом этапе производство синтетической нефти может составить не более 3
–
5
млн
тонн.
Таким образом, инновационное развитие и модернизация производств, связанных с
разведкой и добычей углеводородов в России, – одно из ключевых направлений
инновационного
развития
нефтегазового
комплекса
страны.
На
основании
вышеизложенного,
Комитет
рекомендует:
Правительству
Российской
Федерации:
1. Рассмотреть возможность сохранения в полном объёме финансирования основных
мероприятий подпрограммы 1 "Воспроизводство минерально-сырьевой базы,
геологическое изучение недр" Государственной программы "Воспроизводство и
использование природных ресурсов". Актуализировать в указанной программе:
1) комплексное решение вопросов технологического обеспечения, морской, транспортной
и
прибрежной
составляющих
инфраструктуры
нефтегазовых
комплексов;
2) создание благоприятных условий для развития инновационной деятельности,
направленной на коренное обновление отечественной производственно-технологической
базы создания и производства технических средств и технологий для освоения
нефтегазового
потенциала
континентального
шельфа.
2. В целях совершенствования нормативной правовой базы проектирования разработки и
обустройства месторождений углеводородов рассмотреть возможность создания и
внедрения обязательных регламентов на информационное обеспечение, проектирование,
разработку и проведение мониторинга выполнения проектных решений. Регламенты
должны включать в себя современные методы исследования продуктивных пластов и
процессов разработки, инновационное проектирование, применение новейших
эффективных технологий нефтедобычи, современных энергетически эффективных
решений по обустройству месторождений, мониторинг разработки месторождений и
контроль
своевременного
выполнения
проектных
решений.
3. Активизировать геологоразведочные работы (поиск, разведка и освоение)
месторождений углеводородного сырья за счёт средств федерального бюджета,
сконцентрировав их в перспективных районах континентального шельфа страны.
4. Совместно с региональными органами власти и компаниями-недропользователями
рассмотреть возможность создать многофункциональные полигоны отработки технологий
и испытания оборудования в реальных условиях для освоения различных видов
трудноизвлекаемых и нетрадиционных УВ ресурсов, а также в целях замещения
импортной продукции, совершенствования имеющейся продукции для развития в
будущем
экспансии
на
внешние
рынки.
5. Разработать с участием Центрального банка Российской Федерации меры,
направленные на привлечение дополнительных источников финансирования для
проведения геологоразведочных работ на ранних стадиях геологического изучения недр, в
том
числе
и
на
континентальном
шельфе.
Минприроды
России:
Уделить особое внимание сохранению экологического равновесия морской и
геологической сред в районах проведения работ по разведке и разработке
континентального шельфа и на путях транспортировки нефтепродуктов, обеспечению
особых требований к проведению работ по обустройству и эксплуатации месторождений,
что означает создание мощной, а главное, безаварийной системы экологической защиты,
обеспечивающей безопасность инфраструктуры нефтегазовых комплексов от не
санкционированного доступа, нештатных экологических, сейсмических и природноклиматических
ситуаций.
Минприроды России и Федеральному агентству по недропользования рассмотреть
возможность:
Возобновления программы параметрического бурения на арктических островах и шельфе
в целях комплексного геологического изучения недр и воспроизводства минеральносырьевой базы континентального арктического шельфа Российской Федерации.
Минприроды России, Минэнерго России, Минэкономразвития России и Минфину России
рассмотреть
возможность:
1. Разработать систему повышения инвестиционной привлекательности поисковых
проектов и стимулирования недропользователей на ранних стадиях проведения
геологоразведочных
работ.
2. Провести комплексный анализ возможного экономического роста, повышения числа
рабочих мест в регионах, способных принять непосредственное участие в разработке
континентального
шельфа
и
транспортировке
углеводородного
сырья.
Минэнерго России, МПР России, Минэкономразвития России, Минфину России при
участии недропользователей, сервисных предприятий и производителей рассмотреть
возможность:
1. В целях выработки согласованного системного подхода по направлениям и порядку
решения вопроса освоения ресурсов "сланцевой нефти", для гармонизации усилий всех
заинтересованных сторон разработать в 2015 г. "Концепцию освоения сланцевой нефти
России", которая, в свою очередь, должна стать основой для аналогичной
Государственной
программы.
2. Разработать меры государственной поддержки для активизации доводки до серийного
производства имеющиеся отечественные аппаратурно-методические разработки,
отвечающие изменившимся условиям ведения геолого-разведочных работ, включая
оптимизацию методики и техники для конкретных геологических условий (адаптивную
сейсморазведку)
3. Разработать меры государственной поддержки для развития отечественных
аппаратурно-методических и программных комплексов в области геолого-разведочных
работ
в
части:
- финансирования НИОКР, доведение разработок до коммерческого продукта;
- включения в контракты на ГРР с использованием государственных средств обязательств
по использованию отечественных аппаратурно-методических и программных комплексов.
В частности, два корпоративных симулятора: пакет "РН-КИМ" ОАО "НК "Роснефть" и
пакет "Техсхема" ОАО "Сургутнефтегаз", которые являются законченными
полнофункциональными программными комплексами для моделирования разработки
месторождений УВС и по своим характеристикам и функциональным возможностям во
многом превосходят широко используемые в Российской Федерации зарубежные
программные
комплексы.
Минприроды
России
совместно
с
Минэнерго
России
1. Ускорить согласование и утверждение разработанных правил проектирования и правил
разработки месторождений полезных ископаемых (приоритетно по УВС) с
заинтересованными
федеральными
органами
исполнительной
власти.
2. Разработать совместные предложения по техническим регламентам в сфере
проектирования разработки месторождений полезных ископаемых (приоритетно по УВС)
и внести их на рассмотрение в Правительство Российской Федерации.
3. Разработать условия непрерывного проведения опытно-промышленных работ на
месторождениях УВС с целью совершенствования техники и технологий добычи, сбора и
подготовки извлекаемого сырья, учитывая, что на структуру наземного обустройства
приходится более 50% капитальных вложений, более 70% эксплуатационных затрат.
Предложить тип лицензии на пользование недрами в указанных целях, определить не
менее трех месторождений с низкой рентабельностью для составления проекта полигона.
Минприроды России совместно с компаниями и организациями нефтегазовой отрасли для
разработки новых нетрадиционных направлений поисковых работ в старых
нефтегазоносных
провинциях:
1. Разработать мероприятия по проведению крупномасштабного (в масштабе 1: 200 000)
геологического картирования старых нефтегазоносных провинций за счет средств
недропользователя. Затраты, необходимые для картирования нераспределенного фонда
недр,
финансируются
за
счет
средств
федерального
бюджета.
2. Рассмотреть возможность включить указанные мероприятия в состав подпрограммы №
1 "Воспроизводство минерально-сырьевой базы, геологическое изучение недр"
Государственной программы Российской Федерации "Воспроизводство и использование
природных
ресурсов".
Минэнерго
России
рассмотреть
возможность:
1 Разработать и реализовать Программу НИОКР с целью создания инновационных
технологий разработки месторождений нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами, а
также широкой опытно-промышленной апробации их на реальных объектах.
2. Сформировать совместно с нефтегазодобывающими компаниями приоритетный
перечень научно-технических и технологических исследований по разработке и освоению
в производстве оборудования, средств и методов измерения, контроля и автоматизации,
информационных систем для обеспечения текущих и перспективных потребностей
отечественного ТЭК, в том числе в рамках импортозамещения, при проведении
геологоразведочных работ, работ, связанных с эксплуатацией скважин и поддержанием их
в
работоспособном
состоянии.
Минэнерго России, Минэкономразвития России и Минфину России рассмотреть
возможность:
В целях совершенствования законодательства в сфере недропользования разработать
законодательные меры по стимулированию развития государственной поддержки и
государственно-частного партнерства в стратегических капиталоемких проектах
нефтегазового
комплекса.
Минпромторгу
России
рассмотреть
возможность:
1. Разработать и включить в государственную программу "Развитие судостроения на 2013
- 2030 годы" мероприятия по созданию судов специального назначения и
технологического оборудования для геологического изучения, поиска, разведки и
освоения
шельфовых
месторождений
углеводородного
сырья.
2. Поддержать предложение Росстандарта и ОАО "Татнефть" о создании Полигона для
отработки современных методов добычи и измерения количества нефти, битумов и
попутного нефтяного газа и профинансировать его создание в 2015-2016 годах на
условиях государственно-частного партнерства в рамках реализации Государственной
программы Российской Федерации №16 "Развитие промышленности и повышения ее
конкурентоспособности".
3. Обеспечить создаваемые нефтегазовые комплексы в региональных экономических
зонах нефтегазовых провинций континентального шельфа РФ современными
отечественными средствами океанотехники для разведки и промышленного освоения их
нефтегазового потенциала, обеспечения в целом сбалансированного производства
океанотехники.
4. Обеспечить развитие научно-технического и производственного потенциала
отечественной промышленности в целях создания конкурентоспособных техникотехнологических систем для разведки, добычи и транспортировки углеводородного сырья
с
континентального
шельфа
РФ.
5. Создать новые образцы систем техники по обеспечению разведки и освоения шельфа,
учитывающие уникальные природно-климатические особенности континентального
шельфа
РФ,
особенно
в
Баренцевом,
Охотском
и
Карском
морях.
Минобрнауки России совместно с Минприроды России и Минэнерго России рассмотреть
возможность:
В целях эффективной разработки, совершенствования и внедрения инновационных
сейсмических технологий, а также подготовки высококвалифицированных кадров
геофизиков-сейсмиков для поиска и разведки месторождений углеводородного сырья
создать в Государственном университете "Дубна", на кафедре "Общей и прикладной
геофизики" Научно-образовательную проблемно ориентированную лабораторию
нефтегазовой
сейсмоакустики,
оснащенную
аппаратурой
и
оборудованием,
укомплектованную кадрами, с утвержденной целевой программой на долгосрочную
перспективу".
Компаниям
и
организациям
нефтегазовой
отрасли
предложить:
1. Подготовить и направить в Межведомственную рабочую группу по снижению
зависимости российского топливно-энергетического комплекса от импорта оборудования,
комплектующих и запасных частей, услуг (работ) иностранных компаний и использования
иностранного программного обеспечения, а также по развитию нефтегазового комплекса
Российской Федерации (Минпромторг России и Минэнерго России) перечень
оборудования, технических устройств, комплектующих (в т.ч. элементной базы),
программного обеспечения для работ на нефтегазовом шельфе, подлежащих
импортозамещению в краткосрочном, среднесрочном и долгосрочном периоде.
2. Увеличить финансирование НИОКР, направленных на разработку технологий и
оборудования
по
импортозамещению
в
нефтегазовой
отрасли.
3. Использовать потенциальные возможности старых месторождений в направлении
доразведки, открытия новых продуктивных пластов, с этой целью выделить из
бездействующего фонда скважин наиболее глубокие и одновременно перспективные
скважины.
4.
Разработать
реальные
формы
государственно-частного
партнерства,
способствующих успешному решению поставленных геологоразведочных задач по
ускоренной
подготовке
запасов
углеводородов
в
Восточной
Сибири.
Совету Федерации Федерального Собрания Российской Федерации и Государственной
Думе
Федерального
Собрания
Российской
Федерации:
1. Принять участие в подготовке законодательных инициатив, направленных на
экономическое, налоговое, технологическое стимулирование разработки недр
континентального шельфа. При внесение данных законопроектов в Государственную
Думу сделать их приоритетными и подлежащими первоочередному рассмотрению.
2. Законодательно обеспечить доступ к разработке континентального шельфа
отечественных нефтегазодобывающих, имеющих опыт такой работы, с сохранением
возможности
контроля
со
стороны
государства
за
их
деятельностью.
Председатель Комитета по энергетике Государственной Думы П.Н. Завальный