Обеспечение баланса между наращиванием добычи углеводородов на Ямале и защитой окружающей среды – вполне решаемая задача.
Ямалу принадлежит особая роль в обеспечении энергетической безопасности России, в реализации геополитических и коммерческих интересов страны. В регионе сосредоточены такие объёмы топливно-энергетических ресурсов, замены которым в ближайшие полвека не предвидится. Добыча газа в автономном округе во многом будет определять состояние и развитие энергетики не только в России, но и в Европе, а также других странах мира. О том, сколько нефти и газа добывается сегодня из недр округа, о проблемах и перспективах ТЭК журналу "Нефть России" рассказал первый заместитель директора департамента природно-ресурсного регулирования, лесных отношений и развития нефтегазового комплекса ЯНАО Александр Бруй.
КАКОВО НА СЕГОДНЯШНИЙ ДЕНЬ СОСТОЯНИЕ ДЕЛ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ ЯНАО?
Состояние топливно-энергетического комплекса на территории ЯНАО можно оценить как стабильно прогрессирующее. В целом добыча углеводородов, геологоразведочные, поисковые и другие работы в отрасли успешны и, если судить по реализуемым компаниями проектам – перспективны.
Сейчас в округе зарегистрировано 218 лицензий на право пользования недрами. В том числе 185 лицензий выданы на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение или разведку и только 33 – с правом проведения геологоразведочных работ. Обладатели лицензий – 59 предприятий.
Добыча газа за 9 месяцев нынешнего года практически равна показателям этого же периода прошлого года – 395 млрд м3. Производство нефти в округе по-прежнему пока падает – за год оно снизилось на 5% и составило 16,3 млн т. Зато больше чем на четверть выросла добыча конденсата – до 11,5 млн т.
В 2013 г. в режиме пробной эксплуатации начата добыча нефти и газа на Южно-Соимлорском и Соимлорском месторождениях (ОАО "Сургутнефтегаз"), а газа и конденсата – на Ево-Яхинском месторождении (ОАО "Арктикгаз").
ЯНАО был и остаётся газодобывающим регионом. Природный газ здесь добывают 33 предприятия на 89 месторождениях. Львиная доля извлекаемого из недр сырья приходится на дочерние предприятия ОАО "Газпром" – ООО "Газпром добыча Ямбург", ООО "Газпром добыча Уренгой", ООО "Газпром добыча Надым", ООО "Газпром добыча Ноябрьск", ЗАО "Пургаз", ЗАО "Нортгаз", ОАО "Севернефтегазпром". На них при- ходится 320,5 млрд м3 газа, или 81,2% всей добычи.
Основными нефтедобывающими предприятиями в округе остаются дочерние предприятия ОАО "Газпром нефть" и ОАО "Роснефть". Структуры "Газпром нефти" – ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" и ООО "Заполярнефть" – добыли 9,754 млн т "чёрного золота", что составляет 59,8% от общего объёма по округу. "Роснефть" произвела 4,75 млн т (29,1%). Доля остальных предприятий – около 11%.
Добычу газового конденсата осуществляет 21 предприятие на 30 месторождениях. По объёмам опять-таки лидируют "дочки" "Газпрома", на которые приходится 7, 84 млн т конденсата (68,7%). Доля предприятий ОАО "НОВАТЭК" – 18,7%, ЗАО "Роспан Интернешнл" – 4,8%, "Роснефти" – 0,9%.
По результатам геологоразведочных работ с начала года на территории ЯНАО открыто три новых месторождения углеводородов: Дороговское, Тычельское и Едейское. На государственный баланс поставлено два: Едейское газоконденсатное (ООО "Газпром добыча Уренгой") и Дороговское нефтегазоконденсатное (ООО "НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз"). На Тычельском месторождении (ОАО "Сургутнефтегаз") ведутся работы по испытанию. Кроме того, на ранее открытых месторождениях выявлено 17 новых залежей углеводородов.
С начала года в целом по округу прирост запасов категории С1 составил: газа – 607,7 млрд м3, нефти – 24,5 млн т, конденсата – 7,2 млн т. По категории С2: газа – 392,4 млрд м3, нефти – 340,7 млн т, конденсата – 38,4 млн т.
КРОМЕ ГАЗА ЯМАЛ ОБЛАДАЕТ ЗНАЧИТЕЛЬНЫМИ ЗАПАСАМИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ. КАК ОБСТОЯТ ДЕЛА С ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ? КАКИЕ ПРОГНОЗЫ СУЩЕСТВУЮТ В РЕГИОНЕ ДЛЯ ЭТОЙ ОТРАСЛИ?
В округе тенденция к падению добычи нефти сформировалась за последние 10 лет – с 2004 г. Причина вполне очевидна и закономерна: месторождения, которые эксплуатируются с 1970–1980-х гг., переходят в режим падающей добычи. Сейчас объёмы извлечения стабилизировались примерно на уровне 22 млн т в год. Стоит задача переломить ситуацию. И она решается.
Основные перспективы роста добычи нефти связаны с вводом в строй трубопроводной системы Заполярье – Пурпе – Самотлор. Вдоль трассы нефтепровода уже в 2016 г. предполагается синхронизированный ввод в разработку ряда нефтяных месторождений – Заполярного, Мессояхской группы, Русского и других. В результате дополнительные объемы составят более 10 млн т в год.
Кроме того, "Газпром нефть" успешно осваивает Новопортовское месторождение, которое в будущем может давать по 3 млн т в год.
Отличные перспективы роста имеет добыча конденсата. Сейчас она ежегодно увеличивается на 1,5–2 млн т и больше. По итогам 2012 г. было получено 12,5 млн т конденсата, а в 2013 г. планируется добыть около 15 млн т (прирост примерно на 20%). Есть основания полагать, что в ближайшие годы конденсат может стать серьёзным конкурентом нефти. Всего жидких углеводородов в 2012 г. было произведено около 35,5 млн т, а в нынешнем году ожидаем добычу примерно 37 млн т.
КАКОВО В ОКРУГЕ СОСТОЯНИЕ МАЛОГО БИЗНЕСА В СФЕРЕ ТЭК?
На сегодняшний день можно говорить только о его возможных перспективах – и то лишь при условии создания государством благоприятной экономической среды для его развития.
В действующем законодательстве о недропользовании отсутствуют нормы и регламентированный порядок участия субъектов малого бизнеса в процессах разведки и добычи углеводородов.
На сегодня сложилось так, что в ТЭК присутствует только крупный бизнес. Это определено рядом обстоятельств: инвестиции в геологоразведку и добычу не по плечу малым предприятиям – проекты разработки месторождений имеют такой большой срок окупаемости, который небольшие компании не могут себе позволить.
Сейчас на Ямале на долю нескольких предприятий "малого" ТЭК приходится 3,7% добычи газа, около 1% – нефти и 6,8 % – конденсата. Зато в геологоразведку их вклад весомее: в бурение поисково-разведочных скважин – 22%, сейсмику методом 2D – 68%, методом 3D – 11%.
Следует отметить значимость малого и среднего бизнеса в увеличении нефтедобычи за счёт разработки небольших месторождений, ввода в действие простаивающих скважин, а также повышении конкуренции в отрасли.
Для привлечения малого бизнеса в топливную энергетику необходимо создавать определённые преференции на государственном уровне. Нельзя сказать, что в этом направлении ничего не делается. В настоящее время Минэнерго проводит целенаправленную системную работу по созданию стимулирующих условий для деятельности малых и средних нефтяных компаний. Продолжается создание проекта Федерального закона "О нефти", в котором должны содержаться критерии отнесения владельцев лицензий на право пользования недрами к субъектам малого и среднего предпринимательства.
Органы федеральной власти приняли ряд норм, направленных на стимулирование разработки трудноизвлекаемых и труднодоступных месторождений, в том числе и с привлечением малого бизнеса. Так, с 2009 г. действует льготный режим по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на нефть, предусматривающий нулевую ставку на участках недр, расположенных севернее Северного полярного круга в акваториях северных морей, а также на полуострове Ямал. Кроме того, с 2012 г. введена нулевая ставка НПДИ на участках севернее 65 градусов северной широты в границах Ямало-Ненецкого автономного округа. Льгота будет действовать до достижения накопленного объёма добычи нефти – 25 млн т. Поправки также устанавливают понижающий коэффициент для базовой ставки НДПИ, который планируется применять для малых месторождений с начальными извлекаемыми запасами нефти до 5 млн т.
Однако следует признать, что для решения всех проблем "малого ТЭК" перечисленного недостаточно. Необходимо формирование стройной системы нормативно-правового регулирования деятельности малого бизнеса. В частности требуется: определить критерии отнесения к субъектам малого бизнеса в сфере ТЭК; сформулировать параметры недропользования (мелкие, мельчайшие месторождения); упростить правовое оформление и отчётность; привести к разумным ценам аренду бездействующих скважин и малодебитного фонда для передачи частным лицам, малому и среднему бизнесу. Кроме того, необходимо дать "малому ТЭК" возможность торговать своей долей добытого сырья непосредственно с покупателем, используя общую систему транспорта. Для этого потребуется разработать систему переучёта, взаимодействия с арендодателеми "Транснефтью". Необходимо также определить порядок налогообложения, предоставить меры поддержки на федеральном, региональном и местном уровнях.
КАКИЕ МЕРЫ ПРИНИМАЕТ РУКОВОДСТВО ОКРУГА ПО РАЗВИТИЮ ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ?
На территории ЯНАО расположены семь предприятий нефтегазоперерабатывающей отрасли: два по переработке газоконденсата, два – ПНГ, одно – природного газа и два НПЗ.
Однако сегодня объёмы и глубина переработки углеводородного сырья в ЯНАО не соответствуют ресурсному потенциалу и статусу региона на отечественном и мировом энергетическом рынках. Поэтому органы власти округа считают своей стратегической задачей развитие переработки, создание для предприятий данной отрасли стабильных и благоприятных налоговых и таможенных режимов.
В частности, установлена пониженная ставка – от 13,5% до 15,5% – для предприятий, включённых в Перечень организаций, осуществляющих реализацию приоритетных инвестиционных проектов. Предоставляются субсидии в размере ставки рефинансирования Центрального банка РФ либо фактически уплаченной суммы процентов за пользование кредитом (в зависимости от сферы осуществления проекта).
В конце октября "НОВАТЭК" увеличил мощность Пуровского завода по переработке конденсата с 5 до 8 млн т в год. Здесь начата эксплуатация двух из четырёх технологических ниток стабилизации конденсата суммарной мощностью 3 млн т в год. На оставшихся двух нитках производительностью 1,5 млн т в год каждая завершаются строительно-монтажные работы. Пуск в эксплуатацию III очереди намечен на 2014 г. В итоге мощность завода увеличится до 11 млн т в год. Показатели переработки деэтанизированного газового конденсата на Пуровском ЗПК с начала текущего года увеличились на 22%.
На территории округа ведётся строительство продуктопровода по маршруту Пуровский ЗПК – Южно-Балыкский ГПЗ – Тобольск-Нефтехим. Новый трубопровод общей протяжённостью 1100 км позволит увеличить объёмы транспортировки нефтехимического сырья на фоне существенного роста газопереработки "СИБУРа" и нефтегазовых компаний. Его пропускная способность составит 4 млн т в год на участке от Пуровского ЗПК до Южно-Балыкского ГПЗ и 8 млн т от Южно-Балыкского ГПЗ до "Тобольск-Нефтехима". Ввод в эксплуатацию состоится в 2014–2015 гг. Строительство этой магистрали является составной частью программы "СИБУРа" по расширению производственных мощностей по переработке ПНГ.
Но, пожалуй, основной в регионе проект по развитию переработки – это "Ямал СПГ". Летом прошлого года в посёлке Сабетта, на востоке полуострова Ямал, началось строительство морского арктического порта, который станет ключевой частью транспортной инфраструктурыупомянутого проекта. Его реализует ОАО "НОВАТЭК" по поручению правительства РФ. Проект включает в себя создание мощностей по производству, хранению и отгрузке продукции на базе Южно-Тамбейского месторождения. Ресурсная база позволяет добывать 25 млрд м3 в течение 20 лет. Проектная мощность завода – 16,5 млн тонн СПГ ежегодно. Таким образом, Ямальский завод будет давать треть всего объёма российского СПГ (вместе с проектами на Сахалине и Штокманом – около 45 млн т), что покроет значительную долю мирового спроса.
Для вывоза СПГ с полуострова Ямал уже ведутся работы по созданию танкерного флота ледокольного класса. Уникальное месторасположение Ямала даёт возможность сформировать гибкую логистическую модель, обеспечивающую круглогодичные поставки СПГ на рынки Европы, Северной Америки и в Азиатско-Тихоокеанский регион по Северному морскому пути.
Сейчас идёт реализация ещё одного проекта – "Северный широтный ход". Он соединит единую транспортную систему России с инфраструктурой арктической зоны страны, с Северным морским путём. Это откроет принципиально новые возможности не только для топливно-энергетического комплекса, но и для всей экономики России.
НЕ РАЗ ПОДЧЁРКИВАЛОСЬ, ЧТО ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ В ЯНАО И В СТРАНЕ ВООБЩЕ НЕОБХОДИМО АКТИВИЗИРОВАТЬ. НАСКОЛЬКО ДОЛЖНА БЫТЬ УСИЛЕНА ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА В РЕГИОНЕ, ЧТОБЫ МОЖНО БЫЛО ВЕСТИ РЕЧЬ О ВОССТАНОВЛЕНИИ ЗАПАСОВ?
Есть прямая связь между развитием страны и объёмами геологоразведочных работ. Для нашей огромной, недостаточно изученной территории крайне важно заниматься опережающим, стратегическим исследованием недр.
В советское время значительный прирост запасов был обеспечен именно за счёт опережающего геологического изучения. Сейчас в России практически исчерпан поисковый задел, являющийся единственной научной основой для последующего наращивания разведанных запасов.
Начиная с 1996 г. формирование программ ГРР в округе осуществлялось на основе концепции развития минерально-сырьевой базы ЯНАО. Суть её заключается в концентрации работ в пределах Надым-Пур-Тазовского междуречья, в регионах с наиболее развитой инфраструктурой, на достаточно обоснованных объектах, характеризующихся высокой оценкой перспективных ресурсов, находящихся в горизонтах, залегающих на технически доступных глубинах.
Такой подход в сложный (с точки зрения экономики) для страны и отрасли период позволил существенно повысить эффективность геологических работ и подготовить активные запасы углеводородов. К сожалению, эти меры не решили всех проблем: с 1993 г. по настоящее время, то есть за 20 лет, на территории ЯНАО превышение добычи газа над приростом запасов категории С1 составило 4,4 трлн м3.
Поэтому необходимо менять стратегию геологоразведочных работ: задачи, актуальные 10 лет назад, не соответствует сегодняшним реалиям. Обеспечить воспроизводство добычи углеводородов за счёт прироста запасов возможно несколькими путями. Самым действенным из них в настоящее время представляется значительное увеличение объёмов ГРР, которое возможно благодаря вовлечению в лицензирование нераспределённого фонда недр и ужесточению контроля над исполнением действующих лицензионных соглашений.
КАКОВ СЕГОДНЯШНИЙ ОБЪЁМ ФИНАНСИРОВАНИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДКИ В ЯМАЛО-НЕНЕЦКОМ АВТОНОМНОМ ОКРУГЕ?
За последние 10 лет на территории округа геологическое изучение недр практически на 98% проводится за счёт собственных средств недропользователей. На долю государства приходится лишь 2% всех средств. В 2012–2014 гг. за счёт федерального бюджета проводятся региональные сейсморазведочные работы на полуострове Гыданский, в 2013 г. там началось бурение параметрической скважины №130. В связи с недостаточным федеральным финансированием самая ответственная и рискованная часть геологоразведочного процесса – открытие месторождения – фактически полностью переложена на компании, получившие лицензии. Надо признать, что корпоративная геология справляется с разведкой месторождений.
Мы ежегодно проводим заседания Экспертного совета по недропользованию ЯНАО, на которых геологические службы отчитываются о результатах ГРР и представляют планы работ на следующий год.
Территория округа обладает колоссальными запасами углеводородного сырья. При этом наиболее изученными в геологическом плане являются центральная и южная части его территории, где уже давно ведётся промышленная добыча углеводородов. Но даже на этих участках по глубине разреза сегодня наиболее изучены лишь сеноман-валанжинские отложения. Менее исследованы более глубокие горизонты – районы залегания ачимовских отложений, и в частности юрский и палеозойский комплексы, – с явными перспективами нефтегазоносности. К примеру, в ачимовских отложениях сосредоточены запасы 3 трлн м3 газа и 1 млрд т нефти с конденсатом, что по своему углеводородному потенциалу превосходит знаменитый Самотлор.
Ещё один нетронутый блок – полуостров Гыдан и Гыданский шельф, где, по оценке специалистов, запасы достигают 30 трлн м3 газа и 7 млрд т нефти. Изученность Гыданского полуострова – менее 30%, а акваториальной части Карского моря и того меньше. Поэтому перспективы для дальнейших геологических исследований территории региона вполне очевидны – как по глубине разреза, так и по площади.
Соответственно, вероятность открытия новых месторождений – не только средних, но крупных и значимых для добывающей отрасли – в этих районах Ямала достаточно высока.
Полную версию интервью читайте в печатной версии журнала "Нефть России", которая выйдет в свет в ноябре.
Доступен для чтения новый номер журнала "Нефть России" в полном объёме.
Ситуацию в российской нефтяной отрасли можно назвать весьма неопределённой. С одной стороны, она в последние годы демонстрирует рекорды по объёмам добычи. Наконец-то удалось обеспечить воспроизводство минерально-сырьевой базы.
Низкие цены на углеводороды оказали серьёзное воздействие на реализацию морских нефтегазодобывающих проектов. Падение котировок стало причиной жёсткого курса добывающих компаний на сокращение издержек, что негативно повлияло на нефтесервисных игроков, а также производителей промыслового оборудования. Однако с начала 2017 года этот бизнес быстро восстанавливается. Одобрена реализация нескольких крупных проектов. В период 2018-2021 годов прогнозируется пуск в эксплуатацию целой обоймы новых мощностей по добыче нефти и газа на морских акваториях.
| 
