Партнерство ради шельфа

История освоения российского шельфа — это история о колоссальных ресурсах, желанных, но недоступных. Разработка этих месторождений требует новых дорогостоящих технологических решений и сопряжена с высокими рисками. Приглашая в шельфовые проекты иностранных партнеров, "Роснефть" получает возможность использовать их опыт и минимизирует риски.

Татьяна Герасимова

Вдохновляющий прогноз

Теория, согласно которой нефть является возобновляемым ресурсом и синтезируется непрерывно в недрах Земли, стала популярной в последние годы. Однако в практической деятельности на такую щедрость природы рассчитывать не стоит. Доказанные запасы нефти в России — 10,6 млрд тонн, и хватит их, по оценке BP Statistical Review of World Energy, на 20 с небольшим лет добычи. За этим временным горизонтом рассчитывать можно только на одно — на месторождения континентального шельфа.

Сейчас на них приходится немногим больше 3% добываемой в России нефти. В 2011 году, к примеру, на морских месторождениях добыто только 16,7 млн тонн нефти при общем объеме добычи 511,4 млн тонн, а в 2012 году, согласно прогнозам компании RPI, которая специализируется на консалтинговых и информационных услугах в области ТЭКа, объем добычи нефти на офшоре составит около 17,5 млн тонн из общего объема 517 млн тонн. Между тем прогнозные запасы углеводородов на российском шельфе оцениваются в 130 млрд тонн нефтяного эквивалента. Правда, большая часть приходится на свободный и растворенный газ, но и предположительные запасы нефти и конденсата также довольно велики: 36,8% прогнозных запасов шельфа — это 47,8 млрд тонн, то есть в четыре с половиной раза больше тех ресурсов, на которые РФ может рассчитывать сейчас.

Здесь стоит иметь в виду два обстоятельства: во-первых, речь идет именно о прогнозных запасах, которые в основном не подтверждены поисково-разведочным бурением, а оценены по результатам сейсмических исследований. "На практике случалось, что прогнозные запасы на оффшорных блоках стран СНГ не подтверждались по результатам поисково-разведочного бурения",— отмечает старший аналитик RPI Вадим Кравец.

Во-вторых — и это существенно, большая часть прогнозных запасов сосредоточена в районах с не самыми благоприятными для добычи условиями, в том числе климатическими. Так, приблизительно 65,3% прогнозных запасов приходится на западно-арктические моря (от западных границ РФ до полуострова Ямал), 14,9% — на восточно-арктические моря, 13,2% — на Дальний Восток, 6,5% — на южные российские моря (доля северо-западных морей — 0,1%).

При этом, говорит господин Кравец, вся восточная часть Арктики плохо исследована, в Черном море поисково-разведочное бурение не ведется, да и на всем остальном шельфе работы ведутся очень низкими темпами. Сложившаяся ситуация тревожит нефтяные компании. В частности, в направленных в правительство предложениях ЛУКОЙЛа, которые были опубликованы агентством "Финмаркет", отмечается: "Программа разведки континентального шельфа, подготовленная Минприроды, предполагает, что к 2030 году накопленная добыча нефти и газового конденсата на шельфе достигнет 380 млн тонн. Но для этого нужны благоприятный инвестклимат и здоровая конкурентная среда. А при нынешнем режиме недропользования акватории на освоение шельфа у России уйдет 150 лет". "Если с такой скоростью, как в настоящее время, вести сейсморазведку перспективных участков, затем бурить поисково-разведочные скважины, а потом вводить найденные месторождения в промышленную разработку, то на это и понадобится 150 лет",— соглашается аналитик RPI.

Вместе с тем прогноз роста добычи, который дает RPI, достаточно оптимистичен: "Накопленная добыча нефти и конденсата превысит 300 млн тонн уже к 2020 году, и между 2020 и 2030 годом ежегодная добыча будет приблизительно равна 30-32 млн тонн нефти и конденсата в год. Так что оценка Минприроды накопленной добычи в 380 млн тонн может считаться даже заниженной".

Необходимый опыт

Для разработки шельфовых месторождений нужен опыт, и в каком-то объеме он у российских компаний, разумеется, есть. Сейчас добыча нефти и газа на шельфе ведется в рамках проектов "Сахалин-1" (разрабатывает СП с участием "Роснефти" и ExxonMobil), "Сахалин-2" ("Газпром" и Shell), на Кравцовском месторождении в Балтийском море и на месторождении им. Ю. Корчагина в российском секторе Каспийского моря (ЛУКОЙЛ). И в конце года ожидается начало добычи на Приразломном месторождении в Баренцевом море ("Газпром нефть").

Этот опыт, особенно сахалинский, где добыча ведется уже десятилетия (исторически освоение российского шельфа началось на Сахалине в 1975 году), пригодится при освоении арктического шельфа. Субарктические условия Охотского моря достаточно сложны для работы, и международные компании (ExxonMobil и Shell) позиционируют свои сахалинские проекты как одни из наиболее высокотехнологичных активов.

Но, как указывают нефтяники, широко распространенного опыта добычи нефти в Арктике просто нет. Между условиями ведения работ на шельфе Дальнего Востока, где опыта накоплено достаточно, и в Арктике существуют заметные различия, а потому нужны особые технологические решения, и аналогов им в мировой практике не существует.

Наряду со сложными природно-климатическими условиями это является одним из факторов, из-за которых освоение месторождений арктического шельфа мероприятие не просто высокозатратное, но и высокорискованное. При этом действующая редакция закона о недрах фактически ограничивает круг основных недропользователей двумя государственными компаниями — "Газпромом" и "Роснефтью". Однако реализовывать сложные проекты все равно удобнее в кооперации с другими компаниями.

В последние месяцы "Роснефть", обладающая лицензиями на целый ряд участков на континентальном шельфе, подписала стратегические соглашения об их освоении с американской ExxonMobil (участки в Карском и Черном морях), итальянской Eni (Черное и Баренцево моря) и норвежской Statoil (Охотское и Баренцево моря). Согласно этим договоренностям, иностранные партнеры получают треть в создаваемых совместных предприятиях (это максимально возможная доля, учитывая положения закона о недрах, которые лимитируют участие частных компаний в шельфовых проектах). Взамен иностранные партнеры финансируют геологоразведку и предоставляют "Роснефти" право купить долю в их зарубежных проектах.

Подключая к своим проектам крупные международные компании, "Роснефть" решает сразу несколько задач: разделяет риски, привлекает инвестиции в геологоразведку и разработку месторождений, получает доступ к последним разработкам в технике и технологиях добычи нефти.

Поиски технологий

Отсутствие необходимых технологий, опыта и кадров сыграло, по мнению аналитиков, решающую роль в формировании партнерства "Роснефти" с западными компаниями. Не случайно, к примеру, частью соглашения "Роснефти" с ExxonMobil является программа обмена техническими и управленческими кадрами. Предполагается, что она затронет специалистов во многих областях: геологов, геофизиков, технологов по разработке пластов, специалистов по финансам, логистике, безопасности, охране труда, экологии и регулированию отрасли.

Стоит заметить, каждая компания-партнер имеет свой уникальный опыт разработки месторождений — как на суше, так и на шельфе северных морей. ExxonMobil, Eni и Statoil владеют собственными разработками для каждой стадии освоения месторождений шельфа, оригинальными технологиями разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов. И это отчасти (помимо сугубо финансовых соображений) объясняет, почему для "Роснефти" не имело смысла ограничиваться каким-то одним вариантом сотрудничества.

Все проекты "Роснефти" технологически сложны, характеристики лицензионных участков подтверждают эту оценку — так, для Восточно-Приновоземельских участков, освоение которых предполагается вести вместе с ExxonMobil, характерна непростая ледовая обстановка (ледовый период продолжается 270-300 дней в году). При этом высокая экологическая чувствительность региона диктует более строгие требования к безопасности проведения работ. Месторождения на Черном море тоже легкой жизни не обещают: участки шельфа, лицензии на которые принадлежат "Роснефти", отличаются большими глубинами и наличием агрессивной среды, содержащей сероводород. На Туапсинском блоке глубины составляют от 40 до 2 тыс. м, а на соседнем Западно-Черноморском участке, куда приглашена в качестве партнера итальянская Eni,— от 600 до 2,25 тыс. м.

Впрочем, ExxonMobil на судьбу совсем не сетует: в компании говорят, что шельфы Карского и Черного морей "являются одними из наиболее перспективных и наименее изученных в мире с большой вероятностью нахождения на них запасов нефти и газа". "Как и в случае с проектом "Сахалин-1", успех данного предприятия связан с разработкой высокоэффективных технологий и процессов. В рамках этой работы нами будет создан Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок, который будет оказывать поддержку в создании новых технологических решений, необходимых для разработки этих ресурсов. Создаваемые нами совместно с "Роснефтью" технологии и процессы позволят открыть новые рубежи в разработке и производстве энергоресурсов",— заявили BG в американской компании.

Упрек отечественному производителю

Если бы речь шла просто о покупке готовых технологий, ситуация могла бы выглядеть иначе. Купить какие-то технологии, конечно, можно, но, возражают нефтяники, "что потом с ними делать?" Для разработки месторождений нужны еще и техника, и расходные материалы для этих технологий, так что "Роснефти" пришлось бы организовать "натуральное хозяйство", в котором все нужное для добычи должно было бы производиться самостоятельно.

Если же следовать логике разделения труда, то следует помнить, что "Роснефть", подчеркивают в компании, занимается прежде всего нефтедобычей, а для геологоразведочных работ, инженерно-геологических изысканий, бурения и обустройства месторождений привлекает высококвалифицированных подрядчиков, имеющих необходимое современное оборудование и практический опыт ведения таких работ. И если для этого требуется специальная техника — это забота подрядчиков.

Пример, который приводят специалисты "Роснефти",— организация разработки месторождений на принципах интеллектуального месторождения. "Не могу назвать российские компании, выпускающие оборудование для управления потоками скважинной жидкости на забое скважин, оборудование, которое может быть смонтировано на глубинах морей, приспособленное к работе в условиях низких температур или агрессивной окружающей среды",— заметил один из собеседников BG.

Хотя, конечно, подобная критика не может радовать тех, кто считает, что разработка арктического шельфа должна вестись с использованием отечественного оборудования. Такую точку зрения, к примеру, высказывал на недавнем круглом столе в Торгово-промышленной палате Российской Федерации президент Союза производителей нефтегазового оборудования Александр Романихин. По его мнению, освоение шельфа необходимо вести на условиях соглашений о разделе продукции (СРП) хотя бы потому, что СРП предусматривают поставку не менее 70% оборудования и работ отечественными компаниями.

Стабильность в хорошем смысле

Главным аргументом в пользу освоения шельфа на условиях СРП, выдвигавшимся ранее участниками рынка, являлось то, что соглашения о разделе продукции были фактически единственным способом гарантировать стабильность налогового режима — как правило, на весь срок жизни проекта.

Правда, режим СРП формирует стабильные правила игры не только в части налогообложения, поэтому учитывать объективные изменения макроэкономических условий становится сложнее и стабильность режима СРП может быть как достоинством, так и недостатком (особенно это касается шельфовых проектов, разведка и добыча по которым может длиться до полувека), предупреждают в "Роснефти". С другой стороны, иногда лучше застраховаться от ухудшения внешних условий, чем надеяться на то, что они могут улучшиться.

В то же время с точки зрения государственного регулирования СРП приносят только сложности — хотя бы уже потому, что к каждому месторождению приходится подходить со своей меркой. Наличие единых фискальных условий для всех шельфовых проектов государству представляется более рациональным.

Решение об условиях разработки месторождений на шельфе, предложенное правительством весной, в значительной мере устраивает обе стороны. "Новый налоговый режим предполагает полный отказ от экспортных пошлин и налога на имущество, введение ставок на добычу в размере 5-30% в зависимости от сложности условий разработки. Принципиально, что законодательно будет закреплена неизменность налоговых условий на срок до 15 лет от момента начала разработки месторождений",— объяснял суть принятого пакета мер Игорь Сечин (тогда заместитель председателя правительства).

В иных условиях работа на шельфе была бы просто нерентабельна. Но новые налоговые нормы в сочетании с гарантией стабильности налоговых требований, как говорят в ExxonMobil, "будут достаточным условием для того, чтобы позволить начать разработку этих ресурсов". Другой партнер "Роснефти", компания Statoil, также подчеркивает значение принятых решений. "Нефтегазовый бизнес — это бизнес с долгосрочными перспективами, и для него нужны стабильные налоговые и нормативно-правовые рамки. Улучшения в этой сфере, о которых было заявлено в этом году правительством, будут иметь критически важное значение для успешной реализации нашего партнерства",— заявили BG в компании.

Эти изменения, с одной стороны, позволяют инвестору рассчитывать на коммерческую привлекательность в случае успешности геологоразведки, с другой — формулируются таким образом, что воспользоваться льготными шельфовыми налогами в полной мере можно только при эффективной организации работ. Необоснованное затягивание геологоразведки будет негативно сказываться на экономике проектов.

Желанные изменения

В "Роснефти" считают, что изменений одних только налоговых норм недостаточно — нужна комплексная оптимизация законодательства, в частности в области таможенного и пограничного контроля при ведении работ на шельфе (компания уже выдвигала ряд инициатив в этом направлении).

О необходимости совершенствовать правовое поле говорят и в ExxonMobil. "Передовые технологии строительства, бурения и добычи имеют ключевое значение для успешной разработки углеводородного сырья в тяжелых условиях Арктики. В связи с этим важно, чтобы нормативно-правовая база России не препятствовала применению новых технологий, у которых еще, возможно, нет утвержденных норм эксплуатации",— подчеркивают в американской компании.

Некоторые изменения в законодательство, упрощающие процесс получения одобрения со стороны регулирующих органов в нефтегазовой сфере, снимающие часть административных барьеров и сокращающие сроки получения разрешений на строительство, уже внесены. В частности, приводят пример в ExxonMobil, "более не требуется получать разрешение на установку на шельфе буровой платформы, если право на ее установку оговорено в соответствующей лицензии на недропользование". Кроме того, "уже разработан в основе проект постановления правительства РФ, которым многоуровневая процедура одобрения планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов заменяется на уведомительную". Рассматривается, по сведениям компании, и ряд других законодательных инициатив, уменьшающих сроки получения разрешений от регулирующих органов.

Разделение рисков и уверенность в прибылях

Впрочем, главным фактором повышения привлекательности шельфа было все-таки реформирование налогообложения. Тот факт, что в течение месяца "Роснефть" подписала три соглашения с иностранными партнерами, в компании расценивают как свидетельство создания в стране благоприятных условий для стратегических инвестиций и на перспективы сотрудничества смотрят с оптимизмом.

"Последние открытия месторождений в норвежском секторе Баренцева моря показывают, что оценка ресурсов шельфа арктических морей подтверждается реальными запасами. Да, наши партнеры несут значительный риск при ведении морских поисковых работ и обеспечивают финансирование геологоразведки. "Роснефть" в случае неудачи геологоразведочных работ не рискует собственными инвестициями. За это партнеры получают доступ к потенциальным ресурсам российской Арктики, которая не будет разведана без масштабных рисковых инвестиций. Эти обстоятельства являются залогом для долгосрочного взаимовыгодного партнерства",— заявили BG в компании.

В свою очередь, в ExxonMobil рассчитывают на то, что эти соглашения "способны принести колоссальную выгоду и пользу потребителям, и акционерам", ведь спрос на энергоносители, согласно прогнозам компании, в ближайшие десятилетия увеличится: к 2040 году ожидается его рост на 30% по сравнению с сегодняшним уровнем. "Будут или нет удовлетворены эти потребности, будет зависеть от способности увеличивать добычу во все более усложняющихся условиях",— заявляют представители ExxonMobil. На это же указывает и норвежская Statoil, отмечая, что в российских водах сосредоточено более двух третей углеводородных ресурсов Арктики.