Эксперт Эксперт - Эксперт № 24 (2013) Страница 11

Предварительная стоимость разработки Штокмановского месторождения оценивается в 20 млрд долларов. Для его освоения в 2002 году «Газпром» и «Роснефть» создали совместное предприятие, из которого «Роснефть» вышла уже в 2004 году. «Газпром» в течение нескольких лет подбирал новых партнеров для ведения проекта. Причиной столь настойчивого поиска соучастников было отсутствие у компании технологий добычи и транспортировки, отвечающих тяжелым арктическим условиям, большой удаленности от берега и значительным морским глубинам (320–340 м в районе месторождения).

В 2007 году такими партнерами стали французская Total и норвежская StatoilHydro. После вывода на проектную мощность на Штокмановском месторождении предполагалось добывать 71,1 млрд кубометров газа в год, что сопоставимо с годовым потреблением газа в Германии.

Однако летом 2012-го проект был приостановлен на неопределенный срок. Главной причиной этого стало исчезновение потенциальных рынков сбыта: ими могли стать либо США (экспортные поставки СПГ по Севморпути), либо Европа (трубопровод Мурманск—Волхов). Однако сланцевая революция сбила цены на газ на обоих рынках, и в настоящее время разработка Штокмана стала экономически нецелесообразной, даже несмотря на предоставленные государством немалые налоговые преференции.

В конце мая 2013 года заместитель председателя правления «Газпрома» Андрей Круглов заявил, что это месторождение, возможно, будет осваиваться уже будущими поколениями.

Отложенный в долгий ящик Штокман и буксующее Приразломное — пока два наиболее привлекательных проекта на российском арктическом шельфе.

Из прочих можно упомянуть о газпромовских месторождениях Северо-Каменномысское и Каменномысское-море в акваториях Обской и Тазовской губ, по которым, согласно официальной информации, продолжается подготовка необходимой документации. Кроме того, «Газпром» нынешним летом планирует приступить к бурению первой разведочной скважины на Долгинском нефтяном месторождении в Печорском море, извлекаемые запасы которого на данный момент оцениваются в 130–140 млн тонн нефти (почти в два раза больше, чем у Приразломного). Первоначально старт разработки Долгинского месторождения намечалось на 2016 год, однако, по последней информации, сроки его введения в промышленную эксплуатацию перенесены на 2020 год.

В то же время, несмотря на отсутствие реальной добычи углеводородов на российском арктическом шельфе, два ведущих игрока отечественного нефтегазового рынка, «Газпром» и «Роснефть», в последнее время активно занимаются получением у государства новых лицензий на его различные многообещающие участки. По сути, с приобретением новых лицензий «Роснефть» и «Газпром» получат контроль над 80% перспективных шельфовых площадей в российской Арктике.

В частности, в январе 2013 года «Роснефть» получила 12 лицензий, в том числе пять баренцевоморских, а еще раньше ей достались два крупных месторождения в Печорском море. «Роснефть» имеет карт-бланш на Федынском, Центрально-Баренцевском и Персеевском участках, расположенных у морской границы с Норвегией, которые она планирует осваивать в сотрудничестве с Eni и Statoil. У компании также есть огромные участки в Карском море, разработкой которых она планирует заняться вместе с ExxonMobil.

В свою очередь, «Газпрому» в мае были предоставлены четыре лицензии в Баренцевом море, кроме того, он приобретает еще семь участков в Карском море у побережья полуострова Ямал.

США. Арктические ресурсы американской Аляски рассредоточены по пяти крупным территориям: Арктическому национальному заповеднику (ANWR), центральной части Арктики (Central Arctic), так называемому Национальному нефтяному резерву Аляски (NPRA), а также на шельфе моря Бофора и Чукотского моря.

Наиболее перспективной для коммерческого освоения в настоящее время считается шельфовая территория моря Бофора, поскольку, во-первых, запасы углеводородов там залегают на относительном мелководье и, во-вторых, они находятся ближе всего к инфраструктуре давно действующей Транс-Аляскинской трубопроводной системы (TAPS), тогда как нефтегазовые ресурсы Чукотского моря, напротив, по большей части спрятаны на большой глубине и расположены на значительном расстоянии от той же TAPS.

По предварительным оценкам американских экспертов, первая нефть из моря Бофора должна быть добыта уже в 2020 году, тогда как к коммерческой разработке нефтяных месторождений Чукотского моря, скорее всего, приступят несколькими годами позже.

Самым активным игроком на аляскинском нефтяном поле на протяжении многих лет является транснациональный гигант Royal Dutch/Shell. В свою масштабную программу освоения ресурсов американской Аляски компания к настоящему времени уже инвестировала порядка 4,5 млрд долларов, заплатив в том числе 2,2 млрд долларов американскому государству за получение лицензий на разработку более 400 участков аляскинского шельфа.

После долгих законодательных и экологических проволочек Shell добилась было в прошлом году всех официальных разрешений на начало буровых работ в 2013 году. Шелловские скважины в море Бофора должны были стать первыми действующими офшорными точками будущей добычи углеводородов в американской Арктике.

Однако после крайне некстати случившейся аварии бурового судна Shell, севшего на мель у побережья Аляски в конце 2012 года, американское правительство поспешило ввести временный мораторий на дальнейшую разведактивность компании вплоть до предоставления руководством последней детальной документации по затеваемым проектам и гарантий безопасного бурения.

Отметим также, что другой нефтяной гигант, ConocoPhillips, еще в 2008 году получил право на разведку более 90 участков на шельфе Чукотского моря. Компания планировала начать разведочное бурение уже в 2014 году, однако после инцидента с Shell благоразумно решила пока отложить его до лучших времен.

Канада. Канадское правительство дало официальную отмашку началу проведения разведочных работ в арктической зоне еще в 70-х годах прошлого века.

Первое разведочное бурение было осуществлено в 1972 году и позднее только в одном море Бофора было сделано порядка 90 тестовых скважин (еще тридцать с лишним скважин было пробурено в районе северных арктических островов Канады). Однако уже к началу 1990-х, на фоне обрушения мирового нефтяного рынка и прекращения госсубсидирования, вся эта исследовательская активность была приостановлена, и за последующие пятнадцать лет в канадской Арктике не было сделано ни одной новой скважины.

Возрождение интереса к канадским ресурсам углеводородов вроде бы наметилось лишь во второй половине 2000‑х, в частности в 2007–2008 годах было выдано шесть лицензий на разработку крупных участков в море Бофора. Однако, по данным недавнего доклада (декабрь 2011 года) National Energy Board, с 1991 года отвечающего за лицензирование нефтегазовых проектов в арктической зоне Канады, никакой буровой активности на этой территории не наблюдается и новых лицензионных заявок в ведомство не поступало.

Единственным светлым пятном на этом унылом фоне можно пока считать лишь недавнее соглашение между двумя нефтяными тяжеловесами, Chevron и Statoil, о создании СП, которое должно заняться поисково-разведочными работами во все том же море Бофора (предварительно анонсировалось, что они могут начаться уже в этом году).

Впрочем, как отмечают рыночные аналитики, отсутствие сколько-нибудь заметного прогресса в освоении углеводородных ресурсов канадской Арктики пока во многом, как и в случае с США, связано с тем, что у Канады есть немалые ресурсы наращивания добычи на уже разрабатываемых традиционных и новых месторождениях. В 2012 году Канада ежедневно добывала 291,5 тыс. баррелей плотной нефти (нефтеносных сланцев), а общий объем добытого ею сланцевого газа составил 0,7 трлн кубических футов (данные американского EIA; для сравнения: США в 2012 году добыли 9,6 трлн кубических футов сланцевого газа, а сланцевая нефть ежедневно добавляла в американскую энергетическую копилку 1,9 млн баррелей).

Норвегия. Нефтегазодобыча Норвегии распределена между тремя большими зонами — шельфами Северного, Норвежского и Баренцева морей.

Наибольший вклад в национальную экономику на протяжении последних нескольких десятилетий вносили месторождения Северного моря, расположенные ниже Полярного круга. Однако после достижения пиковой отметки в 2001 году (3,4 млн баррелей в день) добыча североморской нефти стала устойчиво сокращаться, и норвежское правительство было просто вынуждено обратить повышенное внимание на альтернативные проекты в арктической зоне.

Еще в 1981 году государство начало выдавать лицензии на разведку в Баренцевом море, и в том же году крупнейшая госкомпания Statoil объявила об открытии группы крупнейших газовых месторождений Snohvit.