ГРР и как их стимулировать. Глава Роснедр пояснил, что запасов нефти в России хватит на все время при активности недропользователей

Москва, 11 сен - ИА Neftegaz.RU. При активной работе недропользователей по геологоразведке и воспроизводству запасов нефти в России должно хватить на любой период времени.
Об этом глава Роснедр О. Казанов рассказал в интервью ТАСС на площадке Восточного экономического форума (ВЭФ), опубликованном 10 сентября 2025 г.

Нефть не кончится

О. Казанов раскрыл вопрос обеспеченности запасами планов по наращиванию добычи и нефти и газа, заложенных в Энергостратегию-2050 - добыча нефти с газовым конденсатом должна вырасти с 531 млн т в 2023 г. до 540 млн т/год к 2030 г. с сохранением этого уровня до 2050 г., добыча газа - с 637 млрд м³ в 2023 г. до 1,107 трлн м³/год к 2050 г.

По словам главы Роснедр, к вопросу обеспеченности целевых показателей стратегии запасами сырья можно подходить по-разному:

• бухгалтерский способ - запасы нефти в России составляют 31 млрд т, если их разделить на 500 млн т годовой добычи, то получаем 60 лет обеспеченности добычи, по газу запасы в 63 трлн м³ при добыче 700 млрд м³/год дает почти 100-летнее обеспечение, если ничего больше не делать;
• реальный подход - нефти хватит в России на любой период времени, обеспеченный активностью недропользователей по геологоразведке и воспроизводству запасов.

На примере нефти О. Казанов пояснил:

• из 31 млрд т запасов нефти доказанные, т.е. подготовленные к добыче, составляют 19 млрд т, неподготовленные - 12 млрд т,
• в процессе перевода запасов в доказанные они обычно уменьшаются,
• из 19 млрд т доказанных запасов к экономически рентабельной разработке в текущих ценовых и налоговых условиях, по оценкам Роснедр, реально пригодны 13 млрд т,
• исходя из этих 13 млрд т, обеспеченность запасами нефти в России составляет 25 лет, т.е. до конца охватываемого Энергостратегией-2050 периода,
• мы не можем остаться без запасов к 2051 г.,
• для поддержания текущего уровня добычи нам нужно иметь постоянный переходящий остаток запасов в 13-15 млрд т нефти, которые должны быть уже подготовленными рентабельными запасами.

Для обеспечения переходящего остатка подготовленных рентабельных запасов нефти в 13-15 млрд т нужна непрерывная геологоразведка (ГРР), отметил глава Роснедр.

Новые и старые регионы

Говоря о географической локализации перспективных ресурсов нефти, которые могут быть переведены в запасы, О. Казанов обозначил перспективы существующих центов и новых регионов добычи.

Так, примерно 2/3 новых запасов дают открытия, сделанные в пределах действующих месторождений. Дальше прирост возможен на периферии Западной Сибири, на севере Красноярского края, в республике Саха (Якутия). По прогнозным ресурсам нефти (еще не выявленные запасы углеводородов, обнаруженные сейсмическими методами геологические структуры, обладающие предпосылками к выявлению), объем которых составляет 95 млрд т, почти половина находится в традиционных регионах добычи: Уральский и Приволжский федеральные округа.

В России складывается географически очень сложная система восполнения запасов, которая будет включать в себя много регионов добычи. Одним из важнейших регионов останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, но сопоставимых с ней по масштабу открытий Роснедра не ожидают.

По запасам нефти и газа на шельфе России О. Казанов привел следующие данные:

• запасы газа на шельфе составляют 15,4 трлн м³, из них на Дальнем Востоке - порядка 10%, то есть около 1,5 трлн м³,
• запасы нефти на континентальном шельфе небольшие, около 560 млн т, из них чуть меньше 50% на Дальнем Востоке.

Потенциал шельфа глава Роснедр назвал недооцененным, а шельфовые проекты с их высокими затратами и технологическими сложностями - не приоритетными для компаний в текущих экономических условиях. Тем не менее, работы на шельфе ведутся, они касаются ранних стадий - морская сейсмика и подготовка перспективных геологических структур под бурение. Само бурение компании оставляют на последующие периоды. О. Казанов уточнил, что горизонт работ от бурения до возможного начала масштабной добычи на новых шельфовых проектах составит 15-20 лет.

ГРР и как их стимулировать?

О. Казанов отметил, что в текущих экономических условиях компании неохотно принимают на себя геологические риски. В частности, это отражается на активности недропользователей в рамках аукционов на право пользования участками недр. О. Казанов подтвердил данные Счетной палаты, согласно котором в 2024 г. Роснедра провели чуть более половины запланированных аукционов. По углеводородному сырью (УВС) из 66 аукционов состоялось только 37, в 2025 г. планируется чуть более 30 аукционов по углеводородам, процент реализации ожидается такой же.

Снижение активности недропользователей О. Казанов объяснил 2 основными причинами:

• в связи со сложностями на рынках компании берегут финансовые ресурсы,
• проведение аукционов по объектам УВС, имеющим статус прогнозных ресурсов, а не открытых месторождений (практически все месторождения УВС уже относятся к распределенному фонду недр, по нефти в пользование предоставлено 96% запасов) - в непростых экономических обстоятельствах компании за такими высокорискованными объектами активно не интересуются.

Государство традиционно берет на себя самые ранние, самые рискованные стадии работ и ведет их там, где видит перспективу открытия новых месторождений. В настоящее время фокусом таких исследований стал север Якутии, где идет локализация новых газовых месторождений, имеющих выход к Северному морскому пути (СМП) с возможной точкой отгрузки в порту Найба.

В последние годы государство вкладывает в геологоразведку углеводородов 11-12 млрд руб., на 2025 г. из федерального бюджета также выделено 11 млрд руб. Недропользователи в 2024 г. сохранили инвестиции в ГГР на уровне 2023 г. (320 млрд руб.), планы на 2025 г. предусматривают порядка 340 млрд руб.

В этом и заключается решающая роль государственного финансирования - выявление перспективных площадей и геологических структур, в пределах которых компании будут создавать месторождения. Ощущается недостаток базовой геологической информации, т.к. данные, полученные в СССР, уже реализованы в проектах.

В настоящее время рассматривается предложение допустить частные компании на ранние, региональные, стадии ГРР. Создан механизм совместного с государством выполнения работ за счет средств недропользователей, с 2026 г. у недропользователей появится возможность выполнять региональные работы самостоятельно, полностью за счет частных средств. О. Казанов пояснил, что у этого процесса есть плюсы и минусы:

• преимущество в том, что часть затрат на региональные работы берут на себя недропользователи,
• минус в том, что региональные работы выполняются на площадях в тысячи квадратных километров, которые на время работ выводятся из лицензирования и геологического изучения силами других участников рынка.

Сейчас реализуется 7 проектов с участием недропользователей по региональному геологическому изучению. Роснедра подходят к этому вопросу осторожно, оценивая результаты, после чего будет принято решение о дальнейшем распространении этой практики с учетом накопленного опыта.

Также О. Казанов сообщил об исполнении поручения вице-премьера РФ Д. Патрушев о выработке конкретных предложений по повышению заинтересованности бизнеса в ГРР. Ведомство свои предложения по привлечению финансирования в ГРР уже подготовило и частично направило в Минприроды РФ. Предлагаются 2 метода:

• прямое стимулирование - налоговые вычеты, уменьшающие налог на прибыль на стоимость ГРР с повышающим коэффициентом (для Арктики предлагается коэффициент 3, для остальных регионов - 1,5),
• стимулирование ГРР через стимулирование добычи - расширение критериев отнесения залежей углеводородного сырья к ТрИЗ и применение к ним особых налоговых режимов, это обеспечит рост добычи из ранее не эксплуатируемых запасов, а это, в свою очередь, простимулирует ГРР.