Что мешает «разморозить» шельфовые проекты? Арктические углеводородные перспективы России: технологические и геолого-экономические проблемы освоения. - Добыча - Neftegaz.RU
...

Что мешает «разморозить» шельфовые проекты? Арктические углеводородные перспективы России: технологические и геолого-экономические проблемы освоения.

Освоение шельфовых запасов - одна из основных задач нефтедобывающей отрасли. Как сегодня ученые оценивают углеводородный потенциал арктического шельфа России, с какими технологическими проблемами приходится сталкиваться при его освоении и какие наиболее существенные элементы макроэкономической среды, предопределяют инвестиционную привлекательность нефтегазовых проектов, а также, каковы перспективы их реализации с геолого-экономических позиций?

Что мешает «разморозить» шельфовые проекты? Арктические углеводородные перспективы России: технологические и геолого-экономические проблемы освоения.

Согласно официальным данным ресурсный потенциал арктического шельфа России оценивается в 70-80 млрд т условного топлива (по извлекаемым), и эти оценки в целом не подвергаются сомнению, несмотря на крайне низкую разведанность ресурсов (по жидким углеводородам - нефть и конденсат - не более 6 %, по газу - около 10 %) и не всегда высокую достоверность запасов. При этом до 70 % ресурсного потенциала углеводородов сосредоточено в пределах Западно-Арктического шельфа (Баренцево - включая Печорское - и Карское моря).

Учитывая роль нефти и газа в общемировом энергетическом балансе, место нефтегазовой отрасли в отечественной промышленности и в современной экономике России, масштабы углеводородного потенциала российского арктического шельфа, и, наконец, наблюдающуюся тенденцию ухудшения структуры запасов и динамики добычи нефти и газа в традиционных районах освоения, арктический шельф безусловно должен рассматриваться как стратегический резерв углеводородов, зона стратегических интересов России.

С формальных позиций именно такой статус и отводится региону исходя из постоянного внимания к нему на самом высоком государственном уровне - только за последнее десятилетие сформировано множество «шельфовых» и «арктических» программ с определением конкретных целевых ориентиров по добыче нефти и газа, отличающихся большей или меньшей амбициозностью планов и заложенных решений, масштабностью конкретных проектов. Однако реальное состояние процесса промышленного освоения российского арктического углеводородного потенциала на сегодня не сдвинулось с нулевой отметки и до сих пор ограничивается единственным проектом - Приразломная.

Среди наиболее значимых причин невыполнения существующих планов и отставания в намеченных графиках освоения месторождений, которые и дальше будут сдерживать развитие добычи на арктическом шельфе и ограничивать динамику ее нарастания, можно отметить две: 1) наличие специфических технических и технологических проблем, связанных с обустройством и освоением арктических шельфовых объектов, и отсутствие в достаточных объемах специализированного оборудования и элементов инфраструктуры обеспечения; 2) геолого-экономические проблемы шельфовых нефтегазовых проектов. При этом оба фактора следует рассматривать во многом как взаимообусловленную систему, в которой второй элемент зачастую играет первостепенную роль.

Технологические проблемы освоения. Главный фактор, определяющий технологические проблемы освоения российского арктического шельфа, обусловлен наличием в пределах перспективных на углеводороды акваторий высокоподвижных ледовых полей (включая многолетние) толщиной до 1,5−2,5 м и более и их длительным существованием (до 8-10 месяцев в году). В этих условиях при глубинах моря свыше 50 м, предельных для установки гравитационных платформенных оснований, при сегодняшнем уровне технологий нефтегазовые объекты в районах подвижных ледовых полей являются практически недоступными для освоения. Реализация технологий обустройства с подводным заканчиванием скважин и их подсоединением посредством трубопроводов к производственным объектам, размещенным на доступных глубинах моря (гравитационные платформы, искусственные острова) или на берегу, принципиально не спасает ситуацию, так как существуют технологические ограничения на протяженность подводных коммуникаций. Значительные ограничения накладываются краткосрочностью безледового периода, в течение которого возможно проводить буровые работы и прокладку трубопроводных сетей и промысловых коммуникаций. Апробированных решений, связанных с реализацией подледных («чисто» подводных) технологий освоения, на сегодня в мире не существует.

Для ресурсного потенциала Карского шельфа, преимущественно газоносного, дополнительные проблемы сопряжены с транспортной компонентой будущих проектов. Карский шельф граничит с полуостровом Ямал, объемы только доказанных запасов в пределах которого превышают 16 трлн м3 газа. Здесь уже стартовал проект освоения Бованенковской группы месторождений. Для нее строится собственная экспортная газотранспортная магистраль Бованенково−Ухта−Европа, первая очередь которой уже сдана и предполагается дальнейшее наращивание мощности минимум до 130-140 млрд м3. В этих условиях логистика в сфере транспортно-производственного обеспечения добычи предопределяет необходимость первоочередного освоения ресурсов Ямала (как варианта, более простого технологически и несопоставимо более дешевого экономически) и уже потом, по мере выработки запасов сухопутных месторождений, выход на шельф. Любой другой вариант (первоначальное освоение шельфовых объектов Карского моря, параллельная разработка шельфа и суши Ямала) несовместим с технических и технологических позиций, разорителен с финансово-экономической стороны.

Теоретически возможна другая схема организации транспортировки шельфового газа, основанная на его сжижении. Подобный вариант рассматривался как возможный для освоения Харасавэйского месторождения, на сегодня утвержден и находится в начальной стадии реализации другой аналогичный проект - «Ямал-СПГ» на базе Южно-Тамбейского. Оба проекта предполагают добычу газа, его сжижение на месте на специально построенных заводах СПГ и транспорт сжиженного газа до потребителей танкерами-газовозами ледового класса (на запад в Европу и США либо на восток в страны АТР).

С технологических позиций главным уязвимым звеном этих проектов является транспортная схема (рис.1). Во-первых, потребуется значительный флот газовозов специального ледового класса (по нашим оценкам, только для Харасавэя с проектным уровнем добычи 30 млрд м3 в год - порядка 18−24). Во-вторых, для обеспечения их круглогодичной проводки в условиях сложнейшей ледовой обстановки будет необходим соответствующий флот ледоколов класса «Арктика» (для Харасавэя не менее 6−8). В-третьих, непредсказуемы и безусловно высоки техногенные риски, связанные с танкерной доставкой СПГ арктическими ледовыми маршрутами, которые затрагивают в том числе и проблему гарантий ритмичности отгрузки СПГ в зимний период. Реализация транспорта в восточном направлении - с ориентацией на азиатско-тихоокеанские рынки - кратно повышает потенциальные проблемы, неизбежные риски и потребность в танкерно-ледокольном флоте.

Возможен другой вариант реализации данной схемы, более рациональный технологически, менее напряженный с финансово-экономических позиций и характеризующийся несопоставимо меньшим уровнем рисков в части реализации транспортной компоненты, к тому же позволяющий (в случае необходимости) реализовать независимое освоение газовых ресурсов Карского шельфа. Он заключается в строительстве автономного газопровода, соединяющего месторождения Ямала (Харасавэй, Южный Тамбей и др.) или Карского шельфа с Новой Землей, где может быть построен завод по сжижению газа и терминал отгрузки СПГ [15] (рис.1). Расположение здесь завода дает возможность круглогодичной отгрузки СПГ линейными стандартными (неледовыми) танкерами-газовозами, так как в этом районе ледовая обстановка более благоприятна. Единственное на сегодня препятствие (не технического характера) для реализации данной схемы - особый статус Новой Земли и существующие ограничения на производственную деятельность в пределах этой территории.

Рис. 1. Принципиальная схема вариантов организации транспорта нефти и газа

с арктического шельфа и полуострова Ямал

Пилотный нефтяной проект в Печорском море, старта которого все ждут со дня на день, связан с освоением Приразломного месторождения. На данный момент установлена добывающая платформа, построены два танкера ледового класса для отгрузки нефти. Первоначальный вариант проекта освоения, ориентированный на отбор 72 млн т запасов, предполагал бурение 40 скважин (24 добывающих и 16 нагнетательных) со значительной (до 1000-2000 м) протяженностью горизонтальных участков и ориентирован на дебиты скважин до 1200-1400 т/сут. при коэффициенте закачки жидкости в пласт, достигающем 1,5 [13]. На сегодня нет информации о наличии нового проекта и его параметрах, однако отклонения неизбежны уже потому, что построенная платформа имеет одну буровую установку вместо предполагавшихся ранее двух. В связи с этим выход на пиковые отборы нефти определен 2020-м годом. Но независимо от этого потенциальная «проблемность» данного объекта обусловлена спецификой его промысловых характеристик.

Существенное снижение продуктивности скважин относительно проектных показателей, возможное и вполне реальное в следствие специфических свойств нефти месторождения и особенностей коллектора, автоматически влечет увеличение эксплуатационного фонда скважин, необходимость их частичного размещения вне платформы (а она рассчитана максимум на 40 скважин), технологическое усложнение проекта и как следствие - дополнительное снижение его финансовых показателей [4, 6, 12]. В зависимости от эффективности заложенных решений и успехов в преодолении существующих угроз по данному проекту будет развиваться дальнейшая программа освоения нефтяных запасов и ресурсов в пределах прилегающей части Печорского шельфа.

Весьма неопределенными являются перспективы освоения углеводородов в пределах российского баренцевоморского шельфа, также преимущественно газоносного. Ресурсный потенциал акватории Баренцева моря, согласно существующим на сегодня оценкам, локализован в его центральной и северной частях [14], которые характеризуются существенными глубинами моря и сложными ледовыми условиями. В качестве базового месторождения, призванного дать старт освоению здесь углеводородных ресурсов, рассматривалось Штокмановское с запасами около 3,9 трлн м3. Несмотря на относительно простые ледовые условия непосредственно в зоне месторождения (рис.1), реализация проекта сопряжена со значительными технологическими проблемами (существенные глубины моря и удаленность от берега), предопределяющими его огромную капиталоемкость и высокий уровень коммерческих рисков [3, 4]. С учетом этих обстоятельств и в следствие неопределенности перспектив развития газового рынка на ближайший период старт проекта отодвинут во времени по крайней мере за середину 2020-х годов.

Актуальность освоения Штокмановского месторождения скорее всего будет и дальше снижаться по мере развития газодобычи на Ямале, поскольку сложность и объем технических и технологических проблем в рамках этих проектов (шельфового с одной стороны, и сухопутных - с другой) несопоставимы.

Освоение более «мористой» части ресурсного потенциала Баренцева моря (в том числе запасы месторождений Ледовое и Лудловское, перспективные ресурсы российской части бывшей «серой зоны»), приуроченной к зоне развития многолетних льдов и значительных глубин моря, на сегодня зачастую не имеет гарантированных технологических решений, может быть реализовано только с «опорой» на инфраструктуру пилотных объектов типа Штокмана и, соответственно, к нему вряд ли приступят ранее 2030-х годов.

Восточная часть арктического шельфа имеет целый ряд собственных особенностей, способных лимитировать относительные перспективы освоения углеводородных ресурсов в его пределах. Это несопоставимо более низкий (по сравнению с Баренцево-Карским шельфом) потенциал и слабая изученность, практически полное отсутствие даже минимальной инфраструктуры на прилегающей суше и отсутствие потенциальных потребителей углеводородного сырья в пределах региона. В этих условиях говорить о реальных добычных проектах здесь попросту не приходится даже на относительно далекую перспективу.

Чтобы осуществлять эффективную экспансию на шельф, необходима соответствующая инфраструктура - транспортная, производственная, обеспечения. Российский сектор Арктики располагает ими в неприемлемо малых объемах [10]. Создать их в перманентном режиме невозможно - требуются годы и годы огромных усилий и значительные финансовые и материальные ресурсы, которых в стране на сегодня попросту нет. В этих условиях обеспечение самых элементарных материальных потребностей шельфовых проектов - отдельная серьезная проблема, решению которой придается неоправданно мало внимания.

К множеству чисто технических и технологических проблем освоения шельфовой нефти и газа в столь суровых природно-климатических и гидрографических условиях следует добавить необычайно высокий уровень экологических угроз, серьезность которых будет усугубляться наличием ледового покрова, сохраняющегося в течение большей части года в пределах преобладающей части перспективных акваторий. Наличие мощных высокоподвижных ледовых полей само по себе является дополнительным фактором риска техногенных аварий. При этом в условиях ледовой обстановки практически не работают существующие методы ликвидации их последствий. Соответственно, предсказать характер и масштаб возможного ущерба затруднительно даже при ограниченных по объему аварийных выбросах нефти и газа. Крупные аварии могут оказаться просто катастрофическими для экологии всей арктической зоны, разорительными для компаний-операторов.

Резюмируя приведенные выкладки, следует подчеркнуть, что на ближайшую и даже среднесрочную перспективу имеющийся отечественный технологический потенциал не позволяет рассчитывать на эффективное вовлечение в промышленный оборот углеводородных шельфовых ресурсов. Для его поднятия на необходимый уровень требуется масштабная и всесторонне выверенная государственная политика, направленная на перевооружение отрасли, на развитие транспортной и производственной инфраструктуры, на кадровое обеспечение столь высокотехнологичных и сложных проектов.

Геолого-экономические проблемы. Учитывая огромную и несопоставимо более высокую капиталоемкость шельфовых проектов по сравнению с сухопутными добычными проектами, их экономические показатели (а значит и инвестиционная привлекательность) будут всецело зависеть от двух факторов - динамики цен на нефть и газ и параметров налоговой системы.

На временном отрезке последних 10−15 лет изменение ценового фактора характеризуется очевидным и неуклонным ростом. Этот же тренд (при, безусловно, возможных вариациях по динамике) сохранится, по мнению подавляющего большинства специалистов, и на будущее в силу целого ряда объективных причин. Соответственно, данная компонента будет способствовать возрастанию инвестиционной привлекательности шельфа.

Рассмотрим влияние на экономику арктических шельфовых проектов другой макроэкономической компоненты - налоговой системы. Отечественное налогообложение подвергается заслуженной критике в следствие недостаточного учета финансово-экономических особенностей нефтегазовых проектов и специфики их геолого-промысловых характеристик. Для шельфовой арктической ресурсной базы углеводородов данная сторона экономики проектов приобретает особую значимость и требует безусловно особого подхода к формированию налоговой нагрузки. Характерная направленность многих суждений на данную тему - чрезмерное налогообложение шельфовых проектов, которое негативно отражается на перспективах их реализации и тормозит развитие нефтегазодобычи в Арктике.

Однако всегда ли подобные суждения обоснованны? Часто приводятся утверждения [7], что уровень налоговой нагрузки на отечественные морские арктические проекты в рамках действующей налоговой системы достигает и даже перекрывает 100 %, в то время как самый высокий ее уровень в зарубежных оффшорах не превышает 79 % (Норвегия). Безусловно, данный факт формально может иметь место, ведь во всем мире существует понятие некоммерческих запасов. Поэтому в каждом конкретном случае требуется специальное исследование всех обстоятельств, сопряженных с их освоением, - геолого-промысловых, макроэкономических, инфраструктурных, а освещение проблемы должно быть предельно корректным. В приводимых ссылках не указывается, относительно чего сравниваются объемы налогов. Из контекста подобных постулат, по-видимому, следует понимать, что речь идет о доле налоговых изъятий в объеме чистых валовых поступлений от реализации нефти и газа, то есть рассматривается валовый доход от продажи сырья за вычетом капзатрат, эксплуатационных расходов и транспортных издержек.

С этих позиций при обсуждении перспектив освоения углеводородной ресурсной базы шельфа на данном начальном этапе ее освоения речь может идти о пионерных проектах в пределах шельфовой зоны, о месторождениях, которые уже открыты и ресурсная база которых достаточно надежно охарактеризована. Это относится, например, к Приразломному нефтяному и Штокмановскому газоконденсатному месторождениям Проанализируем налоговую нагрузку по этим проектам.

На начальных этапах проекта общий объем инвестиций в Приразломное месторождение оценивался в 1,8−2,2 млрд долл., из которых примерно 950 млн приходилось на строительство гравитационной платформы. Остальные инвестиции - в строительство скважин, танкеров ледового класса, минимально необходимой инфраструктуры.

Согласно проекту Программы освоения шельфа, представленному позже (ОАО «Газпром», 2010 г.) стоимость платформы в соответствующий инвестиционный проект составляла уже примерно 2,6 млрд долл., а полные инвестиции в проект достигали 5,3 млрд долл. при уровне эксплуатационных затрат (за рентабельный период освоения и без учета транспортных расходов) не менее 3,0−3,5 млрд долл. На сегодняшней стадии (предпусковой) в СМИ фигурируют оценки стоимости платформы и общего объема инвестиций в проект уже на уровне в 3,0 и 7,0 млрд долл. соответственно.

Для нефтяных проектов в рамках действовавшей еще год назад налоговой системы предполагалось взимание экспортной пошлины, налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), налога на имущество, налога на прибыль. Доля остальных налогов практически незначима. При этом для арктического шельфа добыча в объеме 35 млн т полностью освобождалась от уплаты НДПИ (налоговые каникулы). Базовые налоги (экспортная пошлина и НДПИ) исчислялись исходя из уровня экспортных цен.

Согласно нашим оценкам, при первоначально заложенных геолого-промысловых показателях проекта и сложившихся макроэкономических условиях доля налоговых изъятий в объеме чистой выручки не превышает 82 %. Это безусловно высокая цифра и тем более - с учетом несовершенства структуры налогового бремени по сравнению с налоговой системой той же Норвегии. Но это и не 100 %. При этом чистая прибыль инвестора за рентабельный период оценивается почти в 9,7 млрд долл., более чем в 1,8 раза перекрывая объем инвестиций в проект по варианту 2010 года, а оценки ВНР проекта достигают уровня 20,1 %, в безналоговом режиме - 53,5 %. На уровень налоговых изъятий, приближающийся к 100 %, проект выходил бы только при условии повышения уровня капзатрат относительно заложенного на 130 % и уровня эксплуатационных затрат (без учета транспортных расходов) - на 50 %.

Как отмечалось выше, существуют определенные «угрозы» заложенным технологическим показателям рассматриваемого варианта проекта освоения месторождения, и их снижение неизбежно и негативно скажется на экономических показателях проекта. Но в таком случае следует пересмотреть сам проект и корректно подойти к его геолого-промысловой и финансово-экономической оценке с точки зрения анализа налоговой нагрузки.

С другой стороны, для выводов, ориентированных на долговременную перспективу, следует учитывать и фактор развития работ на шельфе. По мере нарастания изученности ресурсного потенциала и повышения достоверности его оценок и геолого-промысловых характеристик перспективных объектов будут более выверенными проектные решения. Уже с запуском пилотных проектов изменится инфраструктурная ситуация в регионе. Все это принципиально - и в положительную сторону - повлияет на общую макроэкономическую ситуацию применительно к шельфовым проектам, предопределяя их экономику. Соответственно, и шаги в направлении регулирования налоговой системы целесообразно делать исходя из конкретных макроэкономических условий, а не руководствуясь исключительно общими постулатами, и уж тем более - не обоснованными соответствующими и объективными расчетами.

Еще менее обоснованными ссылки на излишнее налоговое обременение выглядят для проекта освоения Штокмановского месторождения. Налоговая составляющая на экспортируемый газ представлена экспортной пошлиной (30 % от уровня экспортной цены), НДПИ (на период рассмотрения примерно 460 руб./тыс. м3 или около 15 долл./тыс. м3), налогом на прибыль. Исходя из существующих проектных решений по его освоению [3, 5] и «последних» финансово-экономических характеристик варианта проекта (Программа освоения шельфа ОАО «Газпромом», 2010 г.) при современном уровне цен объем налоговых изъятий не превышает 53 % от чистого валового дохода. На уровень налоговых изъятий 75% проект выходит лишь при условии реализации половины продукции по внутренним ценам и одновременном увеличении на 50% уровня капитальных и эксплуатационных затрат. При этом даже в последнем случае чистая прибыль по проекту в 1,4 раза превышает объем инвестиций (увеличенных), а оценка эффективности инвестиций по ВНР снижается до уровня 11,4 % (в безналоговом режиме ВНР=24,7 %).

Приведенные результаты свидетельствуют по крайней мере о недостаточной аргументированности точки зрения на чрезмерное налоговое обременение шельфовой ресурсной базы и о необходимости более взвешенного подхода к реформированию ее налогообложения. Экономическая эффективность инвестиций и уровень коммерческих рисков в любом проекте - в том числе и в шельфовых - определяются не только и даже не столько общей налоговой нагрузкой, сколько ее структурой во времени реализации проекта. Об этом свидетельствует опыт той же Норвегии, где эффективная налоговая политика не только сумела поднять инвестиционную привлекательность нефтегазовой отрасли и обеспечить экономическое процветание страны, но и позволила стимулировать небывалый уровень технологического прогресса.

Корректное и эффективное решение задачи реформирования налоговой системы в шельфовом секторе нефтегазодобычи невозможно также без корректной нормативно-стоимостной базы по шельфовым проектам. На сегодня такой базы для условий российского арктического шельфа нет. И это дополнительная почва для возможных манипуляций со стороны заинтересованных сторон. К сожалению, накопленный опыт и соответствующая обширная нормативная база по Северному и Норвежскому морю не могут переноситься на условия российского арктического шельфа вследствие заведомо несопоставимых природно-климатических условий. Вместе с тем определенные параллели и сопоставления вполне допустимы.

Например, стоимость комплекса из производственной и компрессорной полупогружных платформ для Штокмана по одному из последних вариантов освоения месторождения (глубина моря около 330 м, практически безледовая акватория), оценивается на уровне 2,9+2,3=5,2 млрд долл., а стоимость построенной в 1995 г. на месторождении Тролль железобетонной гравитационной газовой платформы Тролль-А типа TSGA (глубина моря 300 м, высота платформы 472 м, вес 1 млн т, 4 опоры диаметром 32 м каждая), обошлась в 1,5 млрд долл. С учетом типа этих объектов, специфики технологий строительства и одновременно - имевшего место за эти годы технологического прогресса, даже невзирая на инфляционные процессы - вряд ли можно назвать адекватными цены рассмотренных объектов. С учетом стоимости современных зарубежных аналогов шельфовых объектов обустройства, по Штокману они, скорее всего, завышены.

Ввод в эксплуатацию компанией «Лукойл» Варандейского комплекса на мощность до 12 млн т нефти в год, включающего стационарный морской отгрузочный терминал, две нитки подводного трубопровода протяженностью 22 км с непрерывной циркуляцией нефти, береговой резервуарный парк с системой подогрева обошелся примерно в 1 млрд долл. При этом по масштабам объекта, по сложности технического воплощения, по уникальности конструктивных решений, по металлоемкости он во многом адекватен платформе Приразломная, стоимость которой почему-то оказалась в 2,6 раза выше.

Развитию подобного тренда в нашей стране способствует отсутствие рыночных регуляторов и явная незрелость рыночных отношений. Сама возможность его проявления в технологической и финансовой политике компаний и широкая практика реализации подобной политики в производственной сфере характеризуют как явно недостаточный уровень влияния на происходящие процессы соответствующих государственных органов и структур, призванных регулировать данную сторону недропользования.

В минувшем году с целью экономического стимулирования освоения шельфа приняты специальные федеральные законы, которыми для арктических проектов введены новые льготы - кратно снижена налоговая нагрузка по НДПИ и экспортной пошлине, отменен налог на имущество. Однако даже столь масштабные налоговые преференции со стороны государства вряд ли способны переломить ситуацию в освоении арктического шельфа. К работам здесь законодательно допущены лишь госкомпании («Газпром» и «Роснефть»), которые на десятилетия обеспечены несопоставимо более доступной сухопутной ресурсной базой, и они не заинтересованы в мобилизации огромных материальных и финансовых ресурсов для реализации весьма сложных и рискованных арктических проектов. На сегодня их активность в этом регионе сводится к усиленному лицензированию наиболее перспективных участков и поиску зарубежных партнеров, готовых взять на себя технологическое и финансовое обеспечение работ, связанных с проведением геологического изучения или освоением шельфовых месторождений. Однако в какой мере подобная стратегия отвечает национальным интересам России - вопрос, требующий отдельного исследования - как с точки зрения потенциального распределения доходов от эксплуатации углеводородных ресурсов и гарантий доступа отечественного сырья на международные рынки, так и с точки зрения перспектив наращивания технологического потенциала отрасли и модернизации экономики России.

В связи с этим следует отметить, что компания «Лукойл» успешно реализовала освоение Кравцовского месторождения на Балтике в несопоставимо худших макроэкономических условиях; сегодня она собственными силами осваивает месторождения им.Корчагина и им.Филановского на Каспии, и начаты эти работы задолго до нынешних широких налоговых льгот. Компания реализовала сложнейший арктический транспортный проект в Варандее. Но при этом «Лукойлу» законодательно закрыт выход на арктическую ресурсную базу. И это очевидная нестыковка элементов государственной политики в сфере недропользования и нефтегазодобычи.

К сожалению, в сложившихся условиях даже удовлетворение требований по снижению налогового обременения проектов вряд ли сдвинет с места прогресс в освоении шельфа. Необходима мощная и целенаправленная политика государства, ориентированная на ликвидацию существующих проблем - в первую очередь, на развитие судостроительных мощностей и мощностей по созданию специализированного оборудования (производственные и буровые платформы), на развитие инфраструктуры, на более глубокое изучение региона, приступать к которому необходимо уже сегодня. По мере реализации такой политики и с учетом неуклонного ухудшения структуры ресурсной базы углеводородов на суше могут возникнуть объективные предпосылки для реального инвестиционного интереса к шельфовым ресурсам. Вряд ли целесообразно прямо сегодня тратить огромные финансовые средства на форсирование добычных проектов, характеризующихся высокими технологическими и финансовыми рисками, не обеспеченных надежными технологиями и техникой, заведомо предполагающих существенно меньшую (по сравнению с сухопутными проектами) финансовую отдачу.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.

Григоренко Ю.Н., Маргулис Е.А., Новиков Ю.Н., Соболев В.С. Морская база углеводородного сырья России и перспективы ее развития // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007. - Т.2. - http://www.ngtp.ru/rub/5/003.pdf

2.

Григоренко Ю.Н., Соболев В.С. Нефтяные ресурсы акваторий - долгосрочный стратегический резерв России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2009. - №3. - С.26-32.

3.

Григорьев Г.А. Штокмановское месторождение как элемент реализации газовой стратегии России - проблемы и минусы // Сб.матер.междунар.научно-практ.конф. «Проблемы изучения и овоения сырьевой базы нефти и газа Северо-Западного региона России». - СПб.: ВНИГРИ, 2007. - С.49-64.

4.

Григорьев Г.А. Новые нефтегазовые регионы и стратегия развития ТЭК России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2008. - №2. - С.3-10.

5.

Григорьев Г.А. Российские арктические углеводородные перспективы - технологические и геолого-экономические проблемы освоения // Сб.матер.научно-практ.конф. «Комплексное изучение и освоение сырьевой базы нефти и газа севера европейской части России» (4-7 июня 2012 г., С.-Петербург). - СПб.: ВНИГРИ, 2012. - С.334-346.

6.

Григорьев Г.А., Прищепа О.М., Макаревич В.Н. Технико-экономические аспекты освоения углеводородных ресурсов арктических морей // Сб.докл.научно-практ.конф. «Теория и практика стоимостной оценки нефтегазовых объектов. Совершенствование системы налогообложения» (4-8 июля 2005 г., С.-Петербург). - СПб.: Недра, 2005. - С.168-176.

7.

Никитина А. Мизер Григория Выгона // Нефтегазовая вертикаль. - 2012. - №2. - С.32-37.

8.

Новиков Ю.Н. Ревизия объектов и переоценка запасов и ресурсов - неотложные задачи подготовки ближайшего резерва углеводородного сырья России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2009. - №3. - С.33-43.

9.

Новиков Ю.Н., Гажула С.В. Особенности оценки месторождений углеводородного сырья арктического шельфа России и их переоценки в соответствии с новой классификацией запасов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2008. - Т.3. - №1. - http://www.ngtp.ru/rub/6/13_2008.pdf

10.

Новиков Ю.Н., Григорьев Г.А. Технико-технологическая база отечественной морской нефтегазодобычи: состояние и тенденции развития // Oil & Gas Journal Russia, 2012. - №12. - С.50-57.

11.

Прищепа О.М., Григоренко Ю.Н., Соболев В.С., Ананьев В.В., Маргулис Е.А., Анфилатова Э.А. Узлы нефте- газодобычи глобального значения на северо-западных акваториях России: перспективы развития и освоения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т.5. - №2. - http://www.ngtp.ru/rub/6/27_2010.pdf

12.

Прищепа О.М., Григорьев Г.А., Макаревич В.Н. Ресурсная база, экономико-технологические проблемы и перспективы освоения углеводородного потенциала Северо-Запада России // Матер.науч.-практ. конф. «Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России» (Сыктывкар). - М.: ИГиРГИ, 2007. - С.89-94.

13.

Чернов И.Н. Особенности обустройства Приразломного нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство, 2003. - №7. - С.88-91.

14.

Шипилов Э.В., Мурзин Р.Р., Удальцов В.И. Геология газовых и нефтяных месторождений арктического шельфа России // Нефтегаз, 2001. - №2. - С.37-48.

15.

Шумовский С. Новый порт на Новой Земле? // Нефть России, 2009. - №2. - С.76-79.

Автор: Геннадий Григорьев, Заведующий лабораторией ФГУП ВНИГРИ

Источник : Neftegaz.RU