Потенциал развития добычи на шельфе в России: проблемы и перспективы

Реализованные проекты
 

Активная разработка сырьевой базы для большинства регионов России ведется уже более 60 лет. Сейчас добыча примерно 95% нефти происходит с месторождений, находящихся в эксплуатации более 5 лет. Это приводит к растущим показателям выработанности основных месторождений и ставит вопрос поиска альтернатив для поддержания и прироста добычи в долгосрочной перспективе. Шельф России является перспективным с точки зрения наращивания запасов и добычи углеводородных ресурсов, особенно в условиях истощения традиционных месторождений. По данным Роснедр, запасы нефти и газа на только континентальном шельфе Арктики оцениваются в 17 млрд тонн и 85 трлн куб. м соответственно.

Из общего объема добычи углеводородов в России доля шельфовой нефти, по разным источникам, сейчас составляет около 24–30 млн тонн из 524–540 млн тонн, что находится в диапазоне 4–6% от общей добычи нефти. Объем газа, добытого на шельфе, по последним данным, составляет до 38 млрд куб. м из общей добычи 672–638 млрд куб. м в стране в 2022–2023 годах (или около 5–6%).

Запасы нефти (млн тонн) и газа (млрд куб. м) по федеральным округам РФ и на шельфе.

Источник: ЦДУ ТЭК, Минприроды, анализ «Яков и Партнёры»         

По планам до 2035 года предполагается значительное увеличение объемов добычи и развитие новых проектов, в том числе на Сахалине и в Арктике. Однако события 2022 года внесли значительные коррективы в стратегии развития новых месторождений и экспортных путей, ограничив доступ к зарубежным партнерствам, технологиям и сместив фокус распределения ресурсов.

Текущее состояние проектов на шельфе России

Среди уже реализованных шельфовых проектов выделяются три основные области добычи: арктические проекты, шельф острова Сахалин и Каспий.

Проект «Приразломное» в Печерском море – первый и активно эксплуатируемый проект по добыче нефти на арктическом шельфе России, добывающий на данный момент более 12% от всей шельфовой нефти. На «Приразломном» добыча нефти ведется с 2013 года, и сейчас на месторождении функционируют 23 скважины. В реализации проекта используется специально разработанная платформа для добычи тяжелой нефти ARCO, которая хорошо подходит для нефтехимической переработки. Извлекаемые запасы месторождения составляют 79 млн тонн, по оценке компании, а накопленная добыча к 2023 году превысила 25 млн тонн.

Среди реализованных проектов сахалинского шельфа – «Сахалин-1» и «Сахалин-2» в Охотском море, на которых осуществляется основная часть газовой добычи на шельфе, хотя и с уменьшающимся объемом из-за «старения» месторождений. «Сахалин-3» включает несколько перспективных блоков месторождений газа и нефти на стадии разработки (лицензии принадлежат «Газпрому» и «Роснефти»).

В проекте «Сахалин-1» задействованы три морских месторождения. Накопленная добыча нефти и конденсата превысила 125 млн тонн к 2021 г. ExxonMobil, владеющая 30% проекта, заявила о своем уходе из России в 2022 году, что привело к временной приостановке добычи до ее возобновления под управлением «Роснефти».

«Сахалин-2» включает в себя два месторождения, добыча углеводородов на которых планово снижается. По итогам 2023 года было произведено и отгружено более 10 млн тонн СПГ – против 11,5 млн тонн в 2022 г. Тогда же проект перешел под управление компании «Сахалинская Энергия», и долю ушедшей Shell (27,5%) выкупил «Газпром», увеличив свои изначальные 50% в сделке. Японские Mitsui (12,5%) и Mitsubishi (10%) остаются единственными зарубежным участниками проекта.

«Лукойл» в свою очередь осваивает шельф Каспия, где уже открыты 10 месторождений. Добыча нефти сейчас ведется на месторождениях им. Ю. Корчагина и В. Филановского. Общий объем добытой нефти превышает 35 млн тонн.

Запланированные проекты

В условиях санкций и вводимых экспортных ограничений сроки запланированных проектов по разработке шельфовых месторождений в основном откладываются. В рамках новой генеральной схемы развития нефтяной отрасли Правительство РФ планирует отложить разработку российского шельфа до периода 2030–2035 годов. Увеличение объемов геолого‑разведочных работ (ГРР) и добычи углеводородов на континентальном шельфе продолжает оставаться одной из стратегических целей, утвержденной, к примеру в новой Морской доктрине РФ от 2022 года. Однако анализ текущего статуса развития новых проектов показывает, что в краткосрочной перспективе плановой добычи с шельфа будет немного.

С точки зрения реализации проектов на данный момент исследовательская работа продолжается, однако компании концентрируются на более приоритетных проектах для поддержания текущих объемов добычи.

Так, в 2020 году «Газпромом» было открыто месторождение «75 лет Победы» на шельфе полуострова Ямал в Карском море с оцененными запасами газа около 202 млрд куб. м. Точных данных по срокам реализации проекта нет. Там же находится еще один перспективный проект «Газпрома» – Крузенштернское месторождение, где оцененные запасы свободного газа составляют более 2 трлн куб. м и 11,6 млн тонн газового конденсата. Его планируется ввести в эксплуатацию не ранее 2028 года.

В 2022 году было подготовлено к лицензированию на геологическое изучение восемь участков по газу и нефти в Обской губе и Енисейском заливе для формирования дополнительного грузового потока по Северному морскому пути (СМП) после 2030 года. «Роснефть» в этот же год открыла нефтяное месторождение на шельфе Печорского моря (оценен в 82 млн тонн извлекаемых запасов нефти). Оно стало одним из самых крупных открытий на шельфе России за последнее время. А в июле 2023 года научно‑исследовательская экспедиция «Роснефти» прошла шельф Восточной Арктики. Говоря о результатах прошлого года, по данным Роснедр, было открыто только одно нефтегазоконденсатное месторождение имени Р. У. Маганова на шельфе Каспийского моря.

Арктический шельф России обладает значительным потенциалом, однако большая часть его ресурсов и запасов требует технологий, которые пока не разработаны или на данный момент не доступны. По данным на 2024 г., сейсморазведочные работы в этом регионе сокращены, и лишь ограниченные объемы исследований проводятся по поручению Роснедр.

Большинство целевых показателей стратегии развития АЗРФ до 2035 уже не выполнимы. Развитие СМП в рамках установленной стратегии также находится в зоне риска. К примеру, с 2019 по 2023 г. объем перевозок по СМП вырос всего на 15% – с 31,5 до 36,5 млн тонн при планах в 80 млн тонн к этому году. Объем производства СПГ в прошлом году составил 21 млн тонн при планах в 43 млн тонн к этому году. Доля затрат на НИОКР упала в два раза при планах их прироста в пять раз к текущему году. При этом доступ к высокотехнологичному оборудованию и развитию инфраструктуры в жестких климатических условиях большинства шельфовых проектов является ключевым в их дальнейшей разработке.

С точки зрения проектов развития сахалинского шельфа – в соответствии с планами операторов проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» в 2024 году объем добычи нефти составит около 9,8 млн тонн, газа – 18,3 млрд куб. м, СПГ – 9,6 млн тонн. Добычу газа объемом 5 млрд куб. м в год на Южно-Киринском месторождении проекта «Сахалин-3» планируется начать к 2025 г., нефти – к 2030 г. (3 млн тонн в год по заявленным данным). Добытый газ на Киринском месторождении сейчас в основном используется для газификации регионов Дальнего Востока.

Лукойл, в свою очередь, планирует разработку и ввод в эксплуатацию новых месторождений, таких как им. В. Грайфера, для поддержания и наращивания уровня добычи. По данным компании, планируемая добыча на нем составит более 1 млн тонн нефти в год: ввод проекта в эксплуатацию сдвинулся с 2022 г., и запуск состоялся в конце 2023 г. Для месторождения им. Ю. Кувыкина изначальная дата запуска была также сдвинута с запланированного 2027 г. на 2029 г.

Таким образом, значительного прироста добычи углеводородов с шельфа на горизонте 2030 года не предвидится. Однако как раз это отодвигает существенный прирост вовлекаемой ресурсной базой.

Основные трудности и стратегии развития

Основными проблемами в добыче углеводородов являются недостаточный объем инвестиций в исследования и разработку новых месторождений и обретение технологического суверенитета. Эффективное поддержание и наращивание добычи требует освоения трудноизвлекаемых запасов, а также долгосрочные инвестиции в разработку шельфовых проектов.

Существующая проблема недостаточного инвестирования в исследования и разработку новых месторождений неоднократно отмечается руководителями ВИНК и представителями Минэнерго. Преобладающая доля инвестиций (>95%) приходится на недропользователей, которые в условиях кризиса не стремятся увеличивать затраты на высокорисковые проекты, не приносящие доход в краткосрочной перспективе. Фактические затраты государства на геолого-разведочные работы по нефти и газу за последние девять лет также снизились (с ~15 млрд руб. в 2014 г. до запланированных на 2023 и 2024 гг. 11–12 млрд руб.). При этом себестоимость ГРР со временем увеличивается, в особенности для шельфовых работ, где требуются значительные инфраструктурные и операционные капиталовложения, инновационные методы разведки и добычи.

Прирост разведанных запасов нефти за 2023 год стал минимальным за последние 6 лет и составил 565 млн тонн (что на ~31% ниже, чем в 2022 г.). Тот же тренд наблюдается и для газа, прирост запасов которого в 2023 г. (768 млрд куб. м) снизился на ~7% по отношению к 2022 г.

Динамика финансирования ГРР на нефть и газ и проходки разведочного бурения в России

Источник: ЦДУ ТЭК, Минэнерго России, анализ «Яков и Партнёры»

Все это сказывается на рентабельности шельфовых проектов, у которых затраты на добычу уже достаточно высоки за счет значительных капитальных затрат и более сложной инфраструктуры. Для экономической привлекательности шельфового месторождения необходима стоимость от $70–100 за баррель, по разным оценкам, тогда как традиционные месторождения, как правило, сохраняют рентабельность при минимальных $30–40 за баррель. Однако снижение запасов нефти с дешевой добычей, как в России, так и в мире, и необходимость как минимум поддерживать уровень добычи для обеспечения спроса повышает ставки и делает долгосрочные инвестиции все более актуальными.

Еще одна проблема – высокая доля импортозависимости оборудования для шельфовых проектов, которая на данный момент составляет около 80%. Наибольший риск замещения присутствует для плавучих буровых установок, оборудования для морской добычи и сейсморазведки, а также суден обеспечения.

Критическое оборудование для шельфовых проектов

Источник: анализ «Яков и Партнёры»

Выводы

Шельфовые проекты в России представляют значительный потенциал для расширения ресурсной базы и увеличения добычи углеводородов. Продолжение развития этих проектов становится особенно актуальным на фоне увеличивающейся выработки и истощения традиционных месторождений. При все большем откладывании сроков разработки и добычи на шельфе мы рискуем оказаться в ситуации, когда шельфовые запасы остаются и вовсе неиспользованными при возрастающей себестоимости запуска новых проектов. Разработка новых проектов необходима для того, чтобы рационально использовать доступную ресурсную базу и не отставать от зарубежных игроков с доступом к континентальному шельфу.

Для поддержания и развития этих проектов необходимо увеличить инвестиции в разведку и разработку новых месторождений, а также сосредоточить усилия на создании и внедрении отечественных технологий, чтобы снизить зависимость от иностранных поставщиков и адаптироваться к меняющемуся геополитическому ландшафту.

Источник: СекторМедиа