Сколько в россии запасов газа: Запасы газа и нефти

Природные ресурсы

Промышленная добыча нефти началась в 20-х годах прошлого столетия на северо-западных территориях Канады. В 1960-е были открыты обширные залежи углеводородов в российском Ямало-Ненецком автономном округе, на северном склоне хребта Брукса (Аляска) и в дельте реки Маккензи (Канада). За последние десятилетия в арктических владениях России, США, Норвегии и Канады были добыты миллиарды кубических метров нефти и газа.

За полярным кругом было открыто свыше 400 наземных месторождений нефти и газа. На 60 из них активно ведётся добыча, однако около четверти ещё не разработано. Более двух третей разрабатываемых месторождений находится в России, главным образом в Западной Сибири. Основной нефтегазовый район России и один из крупнейших нефтедобывающих регионов мира — Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО). Здесь добывается 57% нефти в стране. В ХМАО открыто более 500 нефтяных и газонефтяных месторождений, запасы которых составляют около 20 млрд тонн.

Кроме того, на шельфе Баренцева моря разведано 11 месторождений, в том числе четыре нефтяных (Приразломное, Долгинское, Варандейское, Медынское), три газовых (Мурманское, Лудловское, Северо-Кильдинское), три газоконденсатных (Штокмановское, Поморское, Ледовое) и одно нефтегазоконденсатное — Северо-Гуляевское.

Крупнейшее в мире Штокмановское месторождение содержит около 4000 млрд куб. м газа.

Также стоит отметить и газоконденсатные месторождения, открытые в акватории Карского моря — Ленинградское и Русановское. В Тимано-Печорской провинции расположено около 180 месторождений. Здесь существуют и фонтанные месторождения, дающие до 1 тыс. тонн нефти в сутки. Ненецкий автономный округ также имеет богатые запасы нефти, газа и газоконденсата.

В американской части Арктики запасы нефти оцениваются примерно в 15 млн баррелей, а запасы газа — свыше 2 трлн куб. м. При этом 20% нефти здесь добывают на месторождении Прудо-Бей. В канадском арктическом секторе существует 49 месторождений нефти и газа в дельте реки Маккензи, ещё 15 — на Арктических островах. А наиболее крупные месторождения газа расположены у берегов Аляски и в Сибири.

Другие полезные ископаемые

В наиболее освоенной части региона — арктической зоне России — сосредоточены также богатые месторождения никеля, меди, угля, золота, урана, вольфрама и алмазов. На территории, принадлежащей США, также есть запасы урана, меди, никеля, железа, природного газа и нефти. Однако на многих разведанных месторождениях добыча не ведётся из-за труднодоступности и высокой стоимости разработок.

Добыча полезных ископаемых особенно развита на севере России. В Сибири сосредоточены богатые запасы практически всех ценных металлов: золота, серебра, никеля, молибдена и цинка. Кроме того, там же расположены крупнейшие гипсовые, угольные и алмазные месторождения. В Республике Саха (Якутия) добывается около 25% всех алмазов в мире. Медь, железо, олово, платина, палладий, апатиты, кобальт, титан, редкоземельные металлы, керамическое сырьё, слюда и драгоценные камни также добываются на российском Севере. Бо́льшая часть этих полезных ископаемых находится на Кольском полуострове — здесь много тысяч лет назад ледники уничтожили верхний слой почвы, сделав залежи более доступными. По мере таяния вечной мерзлоты на поверхности оказывается всё больше бивней мамонтов — ископаемого аналога слоновой кости. Кроме того, в арктической части России есть шахты, на которых добываются медь, никель, олово, уран и фосфор. Один из крупнейших заводов по добыче и переработке никеля — Норильский никелевый завод.

На территории канадской провинции Юкон ведётся добыча золота, угля и кварца. На территории Аляски за полярным кругом в промышленных масштабах добывается уголь, свинец и цинк. Здесь действует крупнейший в мире по запасам цинка карьер Ред-Дог, который даёт также значительные объёмы свинца. Разработки здесь ведутся с 1987 года. Кроме того, на Аляске (южнее полярного круга) действует множество мелких шахт, на которых ведётся добыча золота. В Гренландии добывают криолит, уголь, мрамор, цинк, свинец и серебро.

Биологические ресурсы Арктики не менее богаты: пятая часть общемировых запасов пресной воды и несколько самых крупных рек Земли расположены именно здесь. Бескрайние просторы Крайнего Севера — одно из последних мест на Земле, где природа ещё сохранилась в первозданном виде. Здесь обитают уникальные представители сотен видов флоры и фауны, которых нет больше нигде в мире. Миллионы перелётных птиц устремляются в Арктику в период размножения; в Северном Ледовитом океане живут многие виды морских млекопитающих. В арктических морях обитают крупнейшие популяции промысловых рыб — лосося, трески и минтая. По тундре кочуют несколько десятков многочисленных стад карибу и северных оленей, с которыми тесно связана жизнь коренных северных народов.

Версия для печати

ПАО НОВАТЭК Бизнес : Запасы

«НОВАТЭК» входит в тройку крупнейших в мире компаний по объему доказанных запасов природного газа.

По состоянию на 31 декабря 2020 года доказанные запасы углеводородов Компании по стандартам SEC (включая долю в запасах совместных предприятий) составили 16 366 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ), в том числе 2 244 млрд куб. м газа и 197 млн т жидких углеводородов. По сравнению с концом 2019 года запасы углеводородов увеличились на 0,6% (исключая добычу 2020 года), а коэффициент восполнения составил 117%, что соответствует приросту запасов 710 млн бнэ, включая добычу.

На динамику запасов в 2020 году повлияли успешные результаты геологоразведочных работ на Геофизическом, Утреннем, Няхартинском месторождениях, эксплуатационное бурение на Уренгойском (Самбургский и Ево-Яхинский лицензионные участки), Восточно-Тазовском, Северо-Русском, Утреннем и Южно-Тамбейском месторождениях, повышение коэффициентов извлечения на Юрхаровском и Ярудейском месторождениях.

В оценку запасов Компании по стандартам PRMS впервые включены запасы Трехбугорного месторождения.

Компания продолжает активные геологоразведочные работы на полуострове Гыдан и планомерный ввод новых месторождений в разработку, что будет способствовать успешной реализации будущих крупных СПГ-проектов «НОВАТЭКа» в Арктике и поддержанию уровня добычи трубного газа.

Доказанные и вероятные запасы углеводородов по стандартам PRMS (включая долю в запасах совместных предприятий) составили 29 318 млн бнэ, в том числе 3 981 млрд куб. м газа и 380 млн т жидких углеводородов.  

Коэффициент восполнения доказанных и вероятных запасов углеводородов по стандартам PRMS составил 198%, что соответствует приросту запасов 1 202 млн бнэ, включая добычу.

 

Запасы природного газа, млрд куб. м

	Доказанные	Доказанные и вероятные
	SEC	PRMS
2020	2244	3981
2019	2234	3901
2018	2177	4021
2017	2098	3879
2016	1848	3218
2015	1775	3152
2014	1751	3131
2013	1740	3125
2012	1758	3106
2011	1321	2108
2010	1144	1840

Запасы жидких углеводородов, млн тонн

	Доказанные	Доказанные и вероятные
	SEC	PRMS
2020	197	380
2019	193	373
2018	181	387
2017	164	366
2016	154	322
2015	143	298
2014	140	310
2013	134	314
2012	106	247
2011	91	199
2010	73	93

Суммарные запасы углеводородов, млн бнэ

	Доказанные	Доказанные и вероятные
	SEC	PRMS
2020	16366	29318
2019	16265	28725
2018	15789	29619
2017	15120	28471
2016	13402	23769
2015	12817	23117
2014	12643	23069
2013	12537	23085
2012	12394	22355
2011	9393	15409
2010	8088	13386

Запасы природного газа (SEC), млрд куб. м

Запасы жидких углеводородов (SEC), млн тонн

Суммарные запасы углеводородов, млн бнэ

В «Газпроме» рассказали, на сколько хватит запасов российского газа

Фото: gazprom.ru

Читайте нас в Google Новости

Запасы газа в России являются самыми крупными в мире, их хватит более чем на 100 лет, заявил председатель правления «Газпрома» Алексей Миллер на 24-м годовом общем собрании Международного делового конгресса. Его слова приводит ТАСС.

---

Миллер добавил, что некоторые месторождения, которые «Газпром» обустраивает на Ямале, будут работать до 2132 года. В связи с этим открываются немалые перспективы поставок трубопроводного газа.

Запасы газа в России, запасы газа «Газпрома», являются самыми крупными в мире, и мы проблем с нашими запасами не будем испытывать в течение ближайших 100 лет, — сказал Миллер,

Ранее глава федерального агентства по недропользованию (Роснедра) Евгений Киселёв заявил, что запасов газа России хватит на 60 лет при любых сценариях развития экономики. Кроме того, жители России могут не беспокоиться о таком источнике энергии, как нефть, на протяжении примерно 58 лет, и с развитием технологий рубеж исчерпания топлива будет постоянно отодвигаться.

Добавить наши новости в избранные источники

Низкие запасы угля и недостаточные запасы газа. Почему Украина опять не готова к зиме?. ТЭК, Экономика

Лихорадка на мировом энергетическом рынке в преддверии зимы вызывает беспокойство даже у самых стойких. Это неудивительно: газ на европейском рынке более месяца стоит дороже $1000 за тыс. кубометров, за уголь в октябре просят почти $230 за тонну. Это в четыре-пять раз больше, чем на этот же период прошлого года.

В отопительный сезон Украина входит с самыми низким запасами угля в истории, и, возможно, недостаточными запасами газа, в случае прекращения транзита российского топлива в Европу.

LIGA.net разбиралась, почему так произошло и как власть планирует выйти из энергетического кризиса.

Спойлер – все сложно, но шансы пройти зиму без проблем есть.

Сколько Украина накопила газа и угля в преддверии зимы?

Рынки газа и электроэнергии взаимосвязаны: электроэнергию можно производить как из газа, так и угля. Частично именно благодаря газу прошлой зимой, несмотря на нехватку угля на складах теплоэлектростанций, страна прошла отопительный сезон без отключений электроэнергии потребителям.

По данным Министерства энергетики, по состоянию на 21 октября 2021 на складах ТЭС и ТЭЦ находится почти 593 000 тонн угля. Это в 4,5 раза меньше чем по плану, утвержденному Минэнерго – обязательным для выполнения графиком накопления угля на складах к зиме.

В целом из-за ремонтов и низкого уровня запасов угля на 22 октября в Украине не работают 43 из 69 тепловых энергоблоков, свидетельствуют данные госкомпании Укрэнерго. Например, в холдинге ДТЭК Рината Ахметова и в госкомпании Центрэнерго одновременно стоят по тем или иным причинам по 17 энергоблоков.

Почему генерация не накопила угля?

Если коротко, опрошенные LIGA.net участники рынка и эксперты объясняют это совпадением нескольких обстоятельств – низкие цены на электроэнергию, долг Укрэнерго перед производителями более 11 млрд грн, высокий спрос на электроэнергию в сентябре, логистические проблемы с перевозкой угля по железной дороге, экспорт электроэнергии в Европу на фоне низких запасов угля на складах и падение добычи на госшахтах из-за отсутствия интереса государства к отрасли.

Что с запасами газа? Здесь ситуация лучше. На 21 октября в украинских подземных хранилищах накоплено 18,6 млрд кубических метров газа, свидетельствуют данные оператора «подземки» компании Укртрансгаз. Это 60% от всего потребления газа в Украине в течение года.

Но не весь газ можно использовать, к тому же с каждым днем запасы уменьшаются. Около 4,6 млрд кубометров от всего запаса – это так называемый буферный газ, который нельзя поднять. Еще 2 млрд кубов из подземки, по словам главы НАК «Нафтогаз» Украины Юрия Витренко, по состоянию на 17 октября принадлежали иностранным компаниям. Самые большие объемы иностранного газа, по данным собеседника LIGA.net, знакомого со структурой владельцев закачанного газа в хранилища, приходятся на компании из Венгрии и Словакии.

Из Украины ежесуточно реэкспортируется около 15 млн кубометров в Европу, отмечал 17 октября в эфире телеканала Украина 24 ексголова Нафтогаза Андрей Коболев.

Достаточно ли запасов газа для прохождения зимы? Опрошенные LIGA.net эксперты и участники рынка считают этот запас более-менее достаточным, но в случае если эта зима не будет холодной и транзит газа из России через Украину будет стабильным.

Тем не менее, по прогнозам Коболева, запасы газа в ПХГ могли бы быть больше на 6 млрд кубов, если бы Нафтогаз не провалил летнюю кампанию по закачке.

Нынешний глава Нафтогаза Витренко этого не отрицает. Но обвиняет в этом бывшего члена из команды Коболева, иностранца Отто Ватерландера, который до сентября был исполняющим директором Нафтогаза. Ватерландер, по словам Витренко, будто нарочно ограничил импорт, чтобы сэкономить средства компании.

Ставка на импорт: уголь и электроэнергия

Нынешнюю зиму Украина вряд ли сможет пройти без импорта угля, поэтому ТЭС и некоторым ТЭЦ придется работать прямо с колес, говорит основатель консалтинговой компании «Карбон» и бывший советник главы Фонда госимущества Алексей Козлов.

Как указано в ответе Министерства энергетики на запрос LIGA.net, за счет импорта и внутренних угольных предприятий электростанции получат на протяжении октября-марта 13,1 млн тонн угля из 15,3 млн тонн, необходимых для прохождения зимы. Еще 2 млн тонн министерство «ожидает дополнительно задействовать» в течение отопительного сезона, но кто может поставить этот объем – неизвестно.

Сейчас основные импортные поставки угля в Украине различных марок идут из Казахстана, Польши, США и России, сообщили LIGA.net три собеседника из двух крупнейших энергетических компаний. Среди покупателей, по данным НВ, – холдинг ДТЭК, государственная компания Центрэнерго и Донбассэнерго Максима Ефимова.

Только один ДТЭК, согласно ответу холдинга на запрос LIGA.net, законтрактовал для себя из Польши и США более 565 000 тонн угля. «На этом компания не останавливается и ведет переговоры о дополнительных объемах импорта», – сообщили в холдинге, уточнив, что импортные поставки продолжаются с августа и по действующим контрактам будут до января 2022 года.

LIGA.net также направила информационный запрос в Центрэнерго – это вторая после Донбассэнерго компания с наименьшими запасам угля среди ТЭС – 78 300 тонн. Но на момент публикации ответ так и не получила.

Теоретически, недостаток угля можно будет компенсировать за счет трех источников: сжигания газа вместо угля, повышения производства электроэнергии на АЭС и импорта электроэнергии из Беларуси и России, который запрещен до 1 ноября.

Какой из этих вариантов выберет правительство? Скорее всего два последних. Как уточнил LIGA.net 20 октября в КВЦ «Парковый» президент Энергоатома Петр Котин, в течение трех месяцев – с ноября по февраль – Энергоатом планирует задействовать 14 из 15 энергоблоков. «При необходимости даже 15», – сказал Котин во время рабочего визита на Запорожскую АЭС 18 октября.

В дополнение, по данным двух собеседников LIGA.net, знакомых с планами Кабинета министров, Украина может возобновить импорт электроэнергии из Беларуси уже с ноября. Косвенно о планах правительства может говорить аукцион, который объявило Укрэнерго на 22 октября, на мощности межгосударственного сечения между Украиной Беларусью и Россией.

Функцию трейдера, по словам источников, может выполнять оператор всех атомных электростанций в стране – госкомпания Энергоатом. «Это не будет бизнесом для олигархов. Атом будет контролировать импорт и» работать «на благо страны», – говорит один из собеседников.

Этот вариант устраивает и сам Энергоатом. По словам Котина, если Кабмин даст соответствующее поручение, госкомпания готова начать импорт электроэнергии из Беларуси. «Этот вариант обсуждается. Рассматриваются различные варианты, но это вопрос Кабмина. Скажет – будем», – сказал он.

Ставка на импорт: природный газ

Официально в Укртрансгазе убеждают, что накопленного в ПХГ газа будет достаточно, чтобы без проблем пройти будущую зиму. Главный аргумент – нынешние запасы  существенно выше, чем несколько прошлых зим до этого.

Но этот оптимизм разделяют не все.

«Имеющийся запас газа дает надежду на стабильное прохождение зимы. Но все равно при таких запасах остается риск, что в случае низких температур, скажем в феврале-марте, суточный дефицит ресурса может составить от 8 млн до 30 млн кубов в сутки», – считает председатель Ассоциации поставщиков энергоресурсов Артем Компан.

В чем проблема? В технических возможностях ПХГ. Из «подземки» можно скачивать ежесуточно до 1% газа от всего объема запасов, максимум – 160 млн кубометров, объясняет бывший замглавы департамента по энергоэффективности Нафтогаза Алексей Хабатюк. «Только на одних» подземках «зиму не пройти. При низкой температуре потребление газа может подскочить до 200 млн кубов в сутки», – добавляет он.

Сценарий холодной зимы не исключают в Министерстве энергетики и в Нафтогазе. Но советуют не паниковать. По словам Витренко, в случае необходимости Нафтогаз может импортировать ежесуточно до 30 млн кубометров газа из Польши, Венгрии и Словакии.

«Если нам не хватает по 20-30 млн кубометров в сутки, у нас есть своя добыча (50 млн кубов в сутки. – Ред.), есть мощности для импорта из Европы. Более того, мы можем снижать давление в магистральной трубе, куда влезает 1 млрд кубометров. Если это на пару дней – это не проблема», – уверял Витренко в эфире телеканала Украина 24 17 октября.

Риски будущей зимы

Как Украина пройдет следующий отопительный сезон? «Это как ходить по лезвию бритвы – все зависит от того, как будут проходить поставки угля, какая будет погода, как будут работать атомные и теплоэлектростанции и будет ли транзит газа из России в Европу через Украину», – считает Хабатюк. Поэтому поводов для волнений хватает.

По словам бывшего топ-менеджера НАК, если Россия резко прекратит транзит газа через Украину, в ПХГ и украинской ГТС может уменьшиться давление. Поэтому пропускная способность «подземки» может стремительно снизиться, вместе с тем некоторые города на востоке Украины могут остаться без газа, а сама страна потеряет возможность импортировать газ из Европы в режиме виртуального реверса.

В таком случае правительству придется ограничивать потребление газа, и, вероятно, снова проводить акцию «прикрути», как это было в 2018 году. Этот же сценарий грозит Украине если в марте ударят сильные морозы и продержатся две недели, допускает собеседник LIGA.net в Нафтогазе.

Более того, по словам Козлова, в мире сейчас наблюдается дефицит угля: из-за внутренних проблем Китай скупает уголь где может по любой цене. Опыт прошлой зимы показывает, что при наличии проблем с запасами угля теплоэлектростанции могут практически свободно пойти в аварийный ремонт, чтобы не использовать дорогой газ.

Даже 22 октября, когда спрос на электроэнергию не столь сильный, как в пик зимы, 10 тепловых энергоблоков «стоят» в аварийном ремонте.

Из-за этого даже малейшие проблемы с углем могут стать поводом для аналогичных действий в будущем. Хотя в Минэнерго обещают «очень жестко отвечать на любые демарши со стороны производителей».

«У нас есть все возможные механизмы для жестких мер по отношению к таким теоретическим демаршам. И поверьте, они будут очень жесткими», – говорил Галущенко на одном из энергетических форумов 11 октября.

Если Вы заметили орфографическую ошибку, выделите её мышью и нажмите Ctrl+Enter.

Нефть на исходе: на сколько России хватит запасов черного золота

Рентабельных из них – 19 лет, однако благодаря развитию новых технологий срок может увеличиться. Такие прогнозы в интервью «Российской газете» озвучил глава Роснедр Евгений Киселев.

Каждое нефтяное месторождение проходит несколько циклов: стадия освоения, максимального уровня добычи, падения и завершающая стадия, после которой начинается консервация участка. Показатели запасов нефти эксперты считают условными, они постоянно меняются. В мире нередки случаи, когда старое месторождение снова наполнялось черным золотом.

«Развиваются технологии, открываются новые запасы. 15 лет назад мы проводили оценку по запасам нефти, прогнозы были примерно такие же. Прошло время, мы опять к похожим оценкам вернулись», – прокомментировал Юрий Рыков, заведующий сектором энергетического департамента Института энергетики и финансов.

В нефтяной сфере есть доказанные месторождения с нефтью, но бывают также оцененные и вероятные запасы. Они постепенно меняют свои категории, переходят из статуса «оцененные» в «доказанные».

«Если посмотреть на отчеты компании BP, можно увидеть, что мировые запасы нефти растут постоянно. Рентабельные запасы на 20 лет – это нормальное состояние. Единственное, может измениться качество добычи. В районе 2025 года должен быть достигнут пик добычи, после чего запасы будут постепенно снижаться, если ударными темпами не развивать геологическую разведку», – сказал эксперт.

В России ставку делают на Восточную Сибирь и моря Арктики, где источники черного золота изучены слабо. По словам Юрия Рыкова, именно геологический кризис стал причиной недостаточной оценки российских месторождений. 

«Плохую службу сыграли открытия очень хороших и крупных месторождений в советское время. Они были гигантскими. Но они истощаются, необходимо извлекать более сложные запасы. В России геологоразведка была как комплексная деятельность приостановлена. Каждая компания развивала свои участки, им это было ненужно, у них были хорошие активы. Государство тоже поддерживало сферу слабо», – резюмировал эксперт.

С газом ситуация в России более оптимистичная: запасов природного ресурса может хватить на 100 лет. К тому же газовые запасы более разнообразные.

Ранее глава департамента стратегий и инноваций компании «Газпром нефть» Сергей Вакуленко в интервью телеканалу «Россия-24» сообщил, что Россия обладает разведанными запасами нефти, чтобы около 30 лет вести ее рентабельную добычу при нынешних технологиях.

«Есть технологии, которые позволяют гораздо больше «выжимать» из существующих месторождений. Сейчас у нас коэффициент извлечения нефти – 25-30-35%. Мы оставляем в земле 70-75% нефти, которая там была изначально, физика так работает. Есть способ заставить месторождения отдать больше нефти. Эта добыча более дорогая, пока это не очень востребовано», – сообщал Вакуленко.

В структуре бюджета страны на 2021 год налоги от добычи полезных ископаемых (в том числе – нефти и газа) должны принести свыше четверти всех доходов казны.

При этом добыча нефти и газового конденсата в России по итогам марта 2021 года уменьшилась год к году на 9,3%, до 43,3 млн тонн. Это следует из данных Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса (ЦДУ ТЭК). Россия снижает добычу в рамках сделки ОПЕК+ для стабилизации рынка. С начала года российская добыча нефти снизилась на 10,9%, до 125 млн тонн.

Источник: Экология России

Сколько нефти и газа осталось в России: интервью с Александром Соколовым, директором по геологоразведке компании ПЕТРОГЕКО

Мария Кутузова: Добрый день! В эфире «Энергосреда» на канале «Нефтянка». Сегодня у нас в гостях Александр Владимирович Соколов, кандидат геолого-минералогических наук, директор по геологоразведке компании ПЕТРОГЕКО, первооткрыватель нескольких месторождений в России.

Александр Владимирович, не так давно российское правительство и Минэнерго потрясли общественность прогнозами падения добычи в ближайшие 15–20 лет. Цифры называются самые разные. Но эти прогнозы обрушения российской нефтедобычи уже вызвали комментарии наших конкурентов, в частности, наследного принца Саудовской Аравии, который заявил, что Россия может исчезнуть с мирового рынка нефти в качестве поставщика. Каковы Ваши прогнозы как геолога, что будет с российской нефтегазодобычей в ближайшие годы и далее в перспективе 2035–2040 гг.?

Александр Соколов: Во-первых, большое спасибо за возможность выступить на вашем уважаемом канале. Вы сказали, «потрясли общественность» о том, что российское правительство обнародовало цифры о фатальном падении добычи. Так вот, я могу сказать, что профессиональная общественность об этой угрозе падения добычи, угрозе не восполнения добычи свежими запасами, говорит уже как минимум лет десять. Когда в начале 2000-х годов уже было понятно, что происходит нарастание негативных тенденций, маркеры этой болезни все явственнее и явственнее проявлялись.

Я могу сказать только одно, что наконец-таки правительство услышало. Дошло до него, что если ничего не предпринимать, не принимать радикальных мер, то, действительно, прав наш главный по ТЭК Козак, который сказал, если мы ничего не будем делать, в оптимистичном сценарии добыча упадет в два раза, а в самом пессимистичном сценарии вообще в четыре раза. Что это такое? Давайте перейдем на абсолютные цифры. В два раза — исчезнет 250 млн т добычи, а в четыре раза — это вообще сокращение на 374 млн т от сегодняшнего уровня годовой добычи.

Вы упомянули наследного принца, но он говорил, что Россия исчезнет, как крупнейший поставщик. Сегодня в мире три крупнейших поставщика, это — мы, Российская Федерация, Саудовская Аравия и Соединенные Штаты, которые с переменным успехом делят лидерство между собой, то Штаты вперед вырываются, то мы, то саудиты. Так вот, я так думаю, что «товарищ» наследный принц имел в виду факт, что как крупнейшие мы исчезнем. Но как поставщики существенные, значимые мы, конечно же, останемся на мировой арене.

Но следует, конечно, задуматься над этим его утверждением, и если исчезает 250 млн т годовой добычи на 20 лет, то, по сути, за 20 лет сотрется с карты такой нефтедобывающий регион как Ханты-Мансийский автономный округ, у которого сегодня 233 млн т годовой добычи. То есть, это существенное выпадение в оптимистичном сценарии. Поэтому я могу только приветствовать тот факт, что наконец-таки 18 сентября 2018 г. на совещании у премьер-министра об этой проблеме было заявлено вслух и в официальном порядке. Надо только приветствовать тот факт, что этот секрет Полишинеля перестал быть секретом и ответственные лица, принимающие решения наконец-таки стали понимать угрозу надвигающейся катастрофы.

Конечно, и я неоднократно говорил об этом, точка невозврата нами пройдена, и мы должны готовиться к жесткой посадке. Я думаю, что даже самые экстренные меры, которые могут быть предприняты, не знаю еще какие, тем не менее, они никогда не смогут удержать добычу на сегодняшних уровнях. Поэтому отвечая на Ваш вопрос, что происходит, скажу, что происходит то, что мы стоим на пороге большого, к сожалению, обвального падения годовой добычи.

Ну, а насчет вопроса мне как геологу, что будет с российской нефтянкой к 2035–2040 гг. и каковы перспективы, могу сказать одно — нефтяная промышленность сохранится, конечно же. У нас, слава богу, есть примеры и Азербайджана, который отмечает столетие нефтяной промышленности, и того же Техаса, многих других районов мира, где нефтедобыча идет не одно столетие. То же самое будет у нас. Другое дело, что это будут другие объемы, другие уровни добычи, другие сложности. Но мы останемся на карте, как нефтедобывающая и как нефтеразведочная держава.  Поэтому сейчас наша задача как геологов и как разведчиков недр — максимально закрыть вот это возможное падение свежими запасами.

Мария Кутузова: Сколько же у нас осталось нефти? Не проели ли мы наше советское наследие? Как Вы оцениваете обеспеченность нашей нефтяной и газовой отрасли запасами?

Александр Соколов: Могу ответить следующим образом. Сколько у нас осталось нефти, об этом очень хорошо говорят цифры государственного баланса в Российской Федерации. Они открытые стали в последнее время. Поэтому могу сказать одно, что сегодня у нас в Российской Федерации на государственном балансе числится извлекаемых запасов 18,5 млрд т, запасов по категориям А, В1, С1 — подготовлено к промышленной разработке и еще 11,2 млрд т по категориям В2, С2, которые могут быть поставщиками промышленных запасов. 18,5 млрд т сегодня — это, конечно же, большая величина. Из нее подавляющая доля приходится на Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию — 11,7 млрд тонн по категориям А, В1, С1 и еще 7 млрд т по категориям В2, С2. То есть, сегодня у нас, конечно, Западная Сибирь является доминирующим регионом с точки зрения обеспеченности запасов, так же, как и добычи, где в Западной Сибири за все время истории нефтедобычи 12,7—12,8 млрд т уже извлекли. Второе место занимает Волго-Урал, где накопленная добыча составила чуть более 8 млрд т. Сегодня у нас текущих извлекаемых запасов на Волго-Урале 3,6 млрд т нефти по категориям А, В1, С1 и 0,8 млрд т по категориям В2, С2. Остальные нефтегазодобывающие регионы Российской Федерации делят остальные места.

То есть, мы сегодня видим основной доминантный регион, как по добыче, так и по обеспечению запасами, текущими извлекаемыми запасами. Это, конечно, Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Внутри нее — это, безусловно, Ханты-Мансийский автономный округ. Потому что Ямал — это по большей части газовый регион, а нефтяные регионы, Томская область, Юг Тюменской области. Поэтому наши запасы сегодня таковы.

К вопросу проедания советского наследия. Это, действительно, тема важная, но я бы не говорил про слово «проедание», потому что любая разведка, которая была в прошлые годы, она, конечно, призвана была обеспечить нефтедобычу здесь сегодня. Мы живем на тех запасах, которые мы открыли в 60-е годы прошлого столетия, если мы говорим о Западной Сибири. Вопрос надо ставить по-другому. Проедать-то мы проедаем, но готовим ли мы что-нибудь взамен, свежие запасы, которые позволят замещать ту добычу, которая ежегодно у нас уходит из баланса? Так вот, с этим вопрос. Поэтому отвечая на Ваш вопрос, проедаем ли мы или нет, я сказал бы так. Мы, наверное, должны задуматься над тем, как мы готовим свежие запасы для восполнения той уходящей добычи.

Вопрос об обеспеченности запасов — это вещь достаточно лукавая, потому что обеспеченность — это отношение текущего уровня добычи к тем запасам, которые сегодня есть на государственном балансе. В этом плане у нас все замечательно. Предыдущий наш министр природных ресурсов вообще говорил о 30, 40 и 50 годах в зависимости от того, как считать. Но обеспеченность может увеличиваться до бесконечности, если начнет падать добыча. Представьте себе, если сегодня у нас годовой уровень добычи 520 млн т по нефти и если, не дай бог, сбудутся прогнозы и слова Козака, что мы будем добывать 250 млн т, то у нас обеспеченность в два раза возрастет при этом. То есть, понятие обеспеченности – это достаточно отдаленный маркер, который ни о чем не говорит.

Еще я хотел бы сказать, что текущие извлекаемые запасы, которые являются ориентиром в обеспеченности, — это технологические запасы. Это — запасы, которые технологически возможно извлечь за определенный период времени. Но какая из них доля рентабельна — половина, меньше половины, больше половины — это еще требуется выяснить. Понятно, что мы знаем, что рентабельные запасы всегда меньше, чем технологические. Вопрос о том, сколько из этих 18 млрд т является рентабельными запасами, — это очень важная тема, потому что станет понятна реальная обеспеченность.

В заключение этого вопроса могу сказать только одно: чем больше мы добываем, тем хуже становится структура остаточных запасов, потому что уходят лучшие, добываются лучшие, самые качественные запасы, а остаются периферийные, менее рентабельные запасы. Поэтому структура запасов все время мигрирует в сторону ухудшения качества.

Мария Кутузова: Возвращаясь к традиционным регионам, что происходит в ХМАО-Югре с добычей сейчас? Насколько мы падаем там? Насколько показателен пример ХМАО для всей России в плане добычи?

Александр Соколов: Я уже говорил, что ХМАО-Югра является доминирующим регионом, и, конечно, от «здоровья» этого региона зависит нефтедобыча в нашей стране. Поэтому важно понимать те процессы, которые происходят в нефтедобыче на территории Югры.

С 2007 г., когда был достигнут пик в постсоветское время после всевозможных преобразований, нефтедобыча ХМАО неуклонно падает, уже 10 лет, по сути. Но она снижалась в разные годы по-разному. Было и 2–3, и 7 млн т сокращения годовой добычи. Последние два года, в 2016 г. и 2017 г., идет падение добычи равное минус 3,9 млн т годовой добычи. При этом важно здесь очень понимать, что темпы эксплуатационной проходки увеличиваются кратно. Если мы в начале 2002–2003 гг. бурили эксплуатационной проходки в пределах 5 млн м в год, эксплуатационного бурения, то в 2017 г. мы уже бурим около 18 млн м проходки в год.

Мария Кутузова: Поддержание добычи требует больших объемов бурения, да?

Александр Соколов: Это, как у Льюиса Кэрролла в «Алисе в стране чудес», чтобы стоять на месте, нужно бежать, а чтобы куда-то двигаться, надо бежать еще быстрее. Перефразируя эту фразу, можно сказать так: чтобы поддержать темпы падения добычи, нужно бурить все больше, больше и больше. Так вот, последние два года чтобы держать уровень падения минус 3,9 млн т годовой добычи, в ХМАО бурилось на 3,9 млн м проходки больше. Эти последние два года очень показательные. Сейчас нарастают очень тревожные, на мой взгляд, тенденции. Об этом мало кто говорит, но я должен подчеркнуть, что сейчас, в 2018 г., уже ноябрь на дворе, и у нас по сентябрь включительно, за октябрь еще статистика не вышла, уровень годовой добычи равен прошлогоднему. У нас по сентябрь не падает добыча, а наоборот — она держится на этом уровне. Это, вроде бы, повод для радости.

Но повод для большой тревоги другой: эксплуатационная проходка не растет, мы бурим ровно столько, сколько мы бурили в прошлом году. То есть, вот это правило, что надо бурить как можно больше, чтобы поддержать темп падения добычи, в этом 2018 г. вроде бы как не работает. На мой взгляд, объяснение кроется в том, что компании уже не видят, где бурить, и все участки, требующие бурения, стали не интересны, и они не могут увеличить темпы эксплуатационного бурения. Накладывается еще и негативный, по моему мнению, момент, что открыли все задвижки. То есть, сейчас, чтобы не допустить такого резкого обвального падения при сохранении темпов эксплуатационного бурения, просто открывают задвижки до максимума. Мне кажется, что об этом негативном моменте мы еще услышим в следующем году. Грохот обрушения, потому что если мы сегодня нарушаем это правило бурения — бурить больше, чтобы поддержать темпы падения добычи, а при этом держим добычу за счет перехода на более жесткие меры эксплуатационного регулирования залежей, то, я думаю, очень скоро мы поймаем обратный негативный эффект. Просто-напросто, мы в 2019 г. можем упасть не на 3,9 млн т, а на 5 или 6, или даже на 7 млн т. Такая картина, кстати, уже была в 2014 г. в ХМАО. Когда вследствие кризиса мы пробурили меньше по эксплуатационному бурению в годовом исчислении, то уже в 2015 г. мы рухнули на 7 млн т годовой добычи. Этот случай может повториться и сейчас.

Поэтому ответ на вопрос, каковы тренды добычи нефти в регионе, такой – надо максимально стремиться к тому, чтобы удерживать падение добычи. За счет чего? Пока мы видим только один способ – это вовлечение в разработку запасов категории В2, то есть это увеличение темпов эксплуатационного бурения. Но расчеты последних трех лет, когда ввели понятие «рентабельные запасы», показывают, что процентов на 60–70 запасов категории В2 становятся нерентабельными, а на каких-то месторождениях и все запасы В2 бывают нерентабельными. Это говорит о том, что в принципе бурить-то мы можем, но рентабельность этой добычи становится близка к нулю. Здесь на первый план выходит другая проблема — социальная проблема.

Правительства округа и Российской Федерации, на мой взгляд, уже начали заниматься вопросами «социальной добычи». То есть, мы должны добывать не для того, чтобы удержать рентабельность, а для того, чтобы не допускать социального напряжения. Та адресная льгота по Самотлору, которую мы получили в прошлом году, абсолютно адресно для Самотлорского месторождения, она направлена лишь на то, чтобы удержать город Нижневартовск от закрытия. Поэтому если мы сегодня не пойдем по этому пути, то риск закрытия моногородов Лангепас, Когалым, Покачи, Стрежевой, Нефтеюганск очень высок. Поэтому вопрос рентабельной добычи уже выступает вопросом социальной добычи. Там уже экономика мало работает. Что нас ждет в нашем главном регионе нефтедобычи? Ждет проблема сокращения уровня рентабельной добычи и увеличения доли социальной добычи.

Мария Кутузова: Есть ли какие-то перспективы у традиционных запасов в других регионах? Или время традиционных запасов нефти уже прошло?

Александр Соколов: Мне всегда не нравились слова «традиционные» и «нетрадиционные». Могу сказать одно, что во всех наших нефтяных регионах идет обычная добыча нефти, и если мы говорим про тот же Урал и Поволжье, то оно уже давно вышло на так называемую полку. Если мы посмотрим, например, на Волгоградскую область, то она уже много десятилетий дает свои три с копейками миллионов тонн годовой добычи. Если мы говорим про Татарию, то она дает свои 35 млн т с какими-то там возможностями небольшого увеличения. То есть, все регионы Урала и Поволжья вышли на абсолютную полку, все эти колебания увеличения и уменьшения добычи носят в большей степени статистический характер.

Ответ на Ваш вопрос о перспективах нефтедобычи в остальных регионах такой — они будут добывать ровно столько, сколько они будут добывать. Если мы посмотрим исторические графики добычи по всем регионам Российской Федерации, неважно Урал и Поволжье, Тимано-Печора, Северо-Кавказская область и т. д., мы увидим резкий всплеск, потом падение и длительная-длительная полка. На то же самое мы должны выйти в той же Западной Сибири. То есть, где эта полка установится, на каком уровне запасов? Сегодня у нас 232 млн т по годовой добыче по ХМАО. Где она остановится, на 170, на 150 млн т? Это вопрос расчетный. Посмотрим.

Добыча идет. Она вся традиционная. Вопрос в том, что вот эта путаница начинается в понятии, что чем больше мы добываем, тем хуже становится качество остаточных запасов. Увеличивается обводненность, уменьшаются текущие дебиты. Кстати говоря, для того же Ханты-Мансийска, если в 2002 г. у нас стартовый дебит эксплуатационных новых скважин был 47 куб. м в сутки, то сегодня он опустился до 20 куб. м в сутки. То же самое и в остальных регионах. Нефтедобыча региона как здоровье человека, чем он ставится все больше возрастом, тем больше возникает проблем. При этом традиционность человека не меняется, он есть такой, какой он есть. Просто возраст начинает сказываться. То же самое у нас. Все наши нефтегазоносные провинции имеют определенный возраст, кто-то моложе, в данном случае Западная Сибирь, а кто-то постарше намного, например, Волго-Урал.

Мария Кутузова: О трудноизвлекаемых запасах хочется поговорить отдельно. Что это вообще за термин такой и насколько Вы с ним согласны? Есть ли какие-то перспективы в разработке баженовской и ачимовской свит? Какой вклад трудноизвлекаемых запасов в добыче сегодня в России и как он будет расти в дальнейшем?

Александр Соколов: Фраза «трудноизвлекаемые запасы» не имеет под собой никакого инженерного объяснения. Когда говорят о трудноизвлекаемых запасах, мне всегда хочется спросить, тогда покажите мне легкоизвлекаемые запасы, среднеизвлекаемые запасы. Мне всегда хочется задать вопрос, Самотлорское месторождение, когда оно начиналось в  60-х годах, это уже были трудные запасы или легкие запасы? Я думаю, ни у кого язык не повернется назвать это легкими запасами.

Вот эта терминологическая казуистика, которая сегодня есть, она может быть легко разрешена с помощью использования трех категорий, синергии трех понятий — это геологическое понимание объекта, технологическая возможность извлечения и экономическая целесообразность добычи. Если мы будем оперировать этими тремя понятиями, мы все свои случаи по тем или иным регионам сможем легко ранжировать. А то, что из-за того, что сегодня понятие трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ) вообще никак не регламентируется, никак, с инженерной точки зрения, не определено, то каждый начинает вкладывать свой смысл в это понятие. Каждый решает свои задачи, цели, иногда не очень правильные. Поэтому я бы ушел, и призываю всех уйти, от использования понятия ТРИЗ и перейти к понятиям геологическое понимание объекта, технологическая возможность извлечения и экономическая целесообразность добычи.

Если говорить о наших запасах, находящихся в длительной разработке, то они все были геологически понятны, технологическая возможность разработки была тоже понятна, и экономическая целесообразность была очевидна. Поэтому мы и имеем сегодня такую нефтянку, какую мы имеем. С запасами, с геологией этих запасов, с технологией добычи было более или менее все понятно. Как только в процессе роста добычи, в процессе ухудшения качества запасов начинаются вот эти негативные тенденции, о которых я говорил, то за счет высокой обводненности, понижения дебитов и за счет удаленности мы получаем момент, когда экономика показывает, что эти запасы добывать становится все менее и менее выгодно, а потом уже и нерентабельно.  Они автоматически переходят в категорию «геологически понятно, технология отработана, но их экономика уже не позволяет их добывать». Высокую обводненность иногда тоже называют ТРИЗ. На самом деле это просто обычные запасы, а в силу того, что они уже 20–30 лет находятся в добыче, они стали экономически тяжелыми и стало непозволительной роскошью их продолжать добывать.

Есть другая группа месторождений, другая группа запасов, которые сегодня еще не введены в разработку. Это — запасы, где геология понятна, технология добычи тоже понятна, а вот их экономика не позволяет вести рентабельную добычу. Какие это запасы? Это — нефтяные оторочки, это газовые шапки, низконапорные газы, высоковязкие нефти, это какие-то мелкие и удаленные месторождения. Для них все понятно. Для них геология ясна, технология добычи вроде понятна, но за счет того, что экономика не позволяет получить положительный поток, там низкая проницаемость, действительно, адресное льготирование таких запасов позволяет перевести их в разряд экономически целесообразных. То есть, вот эта вторая группа переходит в разряд экономически возможных для разработки месторождений за счет льготирования. При этом напоминаю, еще раз повторяю, что с геологией и с пониманием этого объекта ничего не произошло, мы понимаем, мы знаем, мы умеем считать запасы, умеем их выконтуривать и искать.

А то, что касается третьей группы месторождений, то там и геология нам не ясна, мы не знаем, как считать запасы, и технологии разработки у нас нет, и экономически этим бессмысленно заниматься. Я сегодня говорю о тех любимых темах, которые модны и обсуждаются, баженовские отложения, доманиковы отложения. Если мы поговорим об этом и выведем за скобку тот бажен, который добывался на Ай-Пимском и Салымском месторождениях на протяжении 60 лет нефтедобычи в ХМАО, притом, что в этом округе уже извлекли 11,5 млрд т, а из баженовской свиты — почти 10 млн т, всего лишь. В основном это два месторождения — Ай-Пимское и Салымское, «Сургутнефтегаза» и «Роснефти», то мы поймем, что все остальное там по три копейки, все остальные запасы. В основной своей массе вот эти нетрадиционные, как сейчас говорят, запасы баженовской свиты и доманиковой толщи, это — тот случай, когда мы не знаем, как считать запасы, не умеем оконтуривать эти объемы, эти резервуары, где могут быть потенциально подвижные запасы. У нас нет технологии их разработки, мы еще только учимся, и экономика, соответственно, находится вообще за гранью разумного.

Мария Кутузова: Что касается тюменской свиты и ачимовки?

Александр Соколов: Это — понятные отложения, которые были известны 60 лет тому назад. Просто они были глубже. У нас как шла разведка и добыча? Мы начинали сверху, а потом углублялись. Тот же самый Самотлор, если кто знает, мы сначала разрабатывали группу пластов А-В, меловые отложения, Б-В, потом уходили глубже, на неокомские отложения и т. д. Так вот, ачимовская толща, скажем так, далеко не на самом верху, а почти что в низах осадочного чехла продуктивного, а тюменская свита вообще находится на самом нижнем этаже. Поэтому в силу исторических причин до этих отложений, а они были глубже, чем базовые объекты добычи, мы дошли только сегодня, когда базовые объекты добычи у нас уже имеют определенную степень истощения. Это — первое, почему они только сейчас стали интересны. Второе — они объективно имеют более сложную геологическую природу осадконакопления, имеют более сложные фильтрационные свойства, низкую проницаемость и т. д., и как следствие этого низкие дебиты, которые были раньше неинтересны нашим добытчикам. Просто время пришло подбирать и такие запасы. Поэтому для этих запасов ачимовской толщи и тюменской свиты просто настал черед.

Вы задавали вопрос, какова доля трудноизвлекаемых запасов в увеличении добычи? Могу сказать одно, что за последние четыре года их добыча увеличилась с 40 млн до 70 млн т в год, грубо говоря, на 71%, на фоне общей добычи 550 млн т в год, то сами понимаете, какова доля этих увеличений. Поэтому, когда говорят, что доля добычи из ачимовской толщи и тюменской свиты из трудноизвлекаемых запасов так называемых увеличилась на 70–80% или на 100%, то это просто эффект низкой полосы. На фоне общей добычи в 519–520 млн т годовой добычи по нефти без конденсата это, конечно, хорошая прибавка, но она не делает, по большому счету, погоды.

Мария Кутузова: А растем ли мы в добыче? На фоне ухода от сделки ОПЕК+ Россия заявила, что мы растем именно в добыче нефти. Растем ли мы, действительно, в нефти, а не в конденсате?

Александр Соколов: Хороший вопрос. Здесь, конечно, важно знать правильную статистику. Но по тому, что я вижу в открытых источниках, мы, в принципе, на том же самом уровне стоим. Те новые месторождения, те новые кластеры, которые сегодня вводятся в разработку, — Мессояхский проект, Ванкорский проект, Ярудейский проект. Добыча из этих новых проектах всего лишь возмещает падающую добычу на остальных наших исторических месторождениях. Поэтому по добыче нефти мы пока держим полку в 515-520 млн т годовой добычи. За счет того, что у нас, действительно, идет рост добычи газа у нас получается увеличение добычи конденсата. Поэтому в жидких углеводородах мы растем. Я имею в виду нефть плюс конденсат.

Мария Кутузова: Может быть, это — и вклад «Газпрома», у которого рекордные цифры потребления и востребованности его запасов Европой?

Александр Соколов: В принципе, да. Скажу так, не только «Газпрома», но и «НОВАТЭКа», который сегодня начал интенсивно развивать тему сжиженного газа. Чем больше мы добываем газ, тем больше мы, естественно, поднимаем конденсат. Это — премия за газодобычу. Поэтому, конечно, чем больше мы будем добывать газа, то, соответственно, жидких углеводородов, конденсата, тоже будем иметь больше. Может быть, это и есть элемент хорошего выхода из этой ситуации. Когда мы будем падать по добыче самой нефти, то сможем увеличивать добычу за счет конденсата.

Мария Кутузова: А есть ли какой-то толк от этих всех полигонов по баженовской свите, вот сейчас объявили и об ачимовке? Есть ли какой-то реальный шанс создать эти технологии в ближайшей перспективе?

Александр Соколов: Да, тема модная. Это, как говорится, модное сегодня направление — национальный проект, технологические полигоны. Давайте препарируем этот вопрос. Об этом говорить пока только одна наша компания — «Газпром нефть», которая создала технологический центр «Бажен», получила статус национального проекта и все эти тренировки происходят на Пальяновской площади Красноленинского месторождения.  Для справки могу сказать, что на Пальяновском месторождении за всю историю добычи добыто 350 тыс. т, не больше. В то время как из всей баженовской свиты за все время извлекли не больше, чем 10 млн т.

Мария Кутузова: «Сургутнефтегаз», «Роснефть»…

Александр Соколов:«Сургутнефтегаз» — Ай-Пимское месторождение, где-то 3,5 млн т, и Салым — «Роснефть», где-то 4,5 млн т. Все остальное — это вот… Поэтому сегодняшний национальный технологический проект «Бажен» пока еще в будущем, в сослагательном наклонении. Да, объявляются большие грандиозные цифры, что мы будем добывать 10 млн т годовой добычи уже в 2025 г., и дальше-дальше у нас идет рост добычи. Но, чтобы добывать 10 млн т в 2015 г., наверное, в 2018 г. нам тоже надо что-то добыть, и 2019 г., и в 2020 г. Поэтому давайте мы сначала посмотрим, чем закончится реализация национального проекта по бажену на Красноленинском, на Пальяновском, чтобы потом тиражировать этот опыт на другие геологические образования. Пока у меня нет оснований для того, чтобы считать достаточно позитивным развитие этого проекта, по одной простой причине — до сегодняшнего дня мы так и не знаем, что такое баженовская свита. Мы не понимаем, как выделять коллектора, мы не знаем, как выделять те зоны, где нужно бурить и заниматься интенсификациями добычи в виде гидроразрывов и т. д. Поэтому мне сложно понять, как можно увеличивать добычу кратно, не понимая вообще историю и саму геологию этого резервуара. Поэтому говорить о переносе опыта баженовского полигона на новый — Ачимовский так называемый полигон, мне кажется, надо повременить и дождаться результатов.

Просто для справки могу сказать одно. В мае месяце этого года началось бурение баженовской скважины. Слышали, наверное, такое. Было объявлено, что эта скважина призвана, так сказать, тоже в рамках государственной программы, изучать баженовские отложения. Вот докладываю. Месяц-полтора назад она достигла проектного забоя, вскрыла фундамент на 5 м. Кстати, удивительно, почему на 5 м, почему не глубже. Естественно, она вскрыла баженовское отложение, и хотя я не видел их результатов, но на 100% могу сказать, что это были битуминозные баженовские аргиллиты и более ничего. Каких-либо победных реляций на тему, что мы вот уже имеем прекрасный коллектор на бажене, я пока не слышу, и сильно удивлюсь, если скажут, что первая параметрическая баженовская скважина дала результаты. Пока все обычно. Бажен вскрыт всеми скважинами на территории всей Западной Сибири, но ничего нового и существенного там не может быть.

Мария Кутузова: Что у нас в этой связи с газом? Все чаще сейчас слышишь от «Газпрома» о проектах для новых типов залежей, на новых глубинах.

Александр Соколов: С газом у нас, слава богу, пока лучше. Это и благодаря достаточно грамотной политике, и разработке месторождений, в данном случае «Газпрома». Это и благодаря вводу в действие проекта по сжиженному газу «НОВАТЭКа». То есть, с точки зрения добычи газа мы можем обеспечивать ее увеличение до необходимых размеров, был бы покупатель на другом конце трубы или там, куда придет танкер с сжиженным газом. Здесь вопросов с запасами пока таких нет. Но, конечно, тревожные тенденции нарастают. Например, в тех районах исторической газодобычи, например, Медвежье месторождение, Надым, где уже извлекли 1 трлн 200 млрд куб. м газа, и добыча сеноманского газа подходит к своему исчерпанию, давление упало настолько, что уже отключаются скважины и возникают опять проблемы социальные, что делать с Надымом, стоящем на Медвежьем месторождении.

Я полностью согласен с политикой «Газпрома», который пытается найти дополнительные источники поддержания газодобычи. Здесь возникает проблема так называемого газа плотных пород. На Медвежьем месторождении выше сеномана есть так называемые сеномские отложения. Они очень слабые, низкопроницаемые, запасов там намного меньше, дебитов газа кратно меньше. Но, учитывая наличие готовой инфраструктуры, готового промысла, наличия города, который стоит на этом промысле, конечно, имеет смысл все-таки попытаться проблему вот этого низконапорного газа развивать. Я знаю, что также сейчас работает и «Роснефть» по Харампурскому месторождению, вовлекая в разработку туронских отложений, в газовую добычу. Это все в начале пути.

«Газпром» провел определенную оценку ресурсной базы. Низкопроницаемые запасы он оценивает в 99 трлн. куб. м, газ метана из угольных пластов он оценивает в пределах 83 трлн куб. м, запасы газовых гидратов — это вообще умопомрачительные цифры — 471 трлн куб. м. Что с этими ресурсами делать? У меня нет ответа на этот вопрос. Я и думаю, никто этого не знает. Тем не менее, видна озабоченность «Газпрома» и того же «НОВАТЭКа», который тоже столкнулся с падением давления на газовых промыслах своих месторождений. На Юрхаровском месторождении падает давление, на Ямбурге падает давление, на Уренгое падает давление, на сеноманских залежах. Поэтому, да, добыча будет уходить на более глубокие горизонты, ачимовские отложения, а это уже АВПД — аномально высокое пластовое давление, другая конструкция эксплуатационных колон. Все это удорожает. Одна радость — там конденсатный фактор увеличивается. Будем больше конденсата добывать при этом. Тем не менее, это все усложняет и удорожает процесс.

Мария Кутузова: Какие технологии перспективны в России для повышения коэффициента извлечения нефти? Российских нефтяников очень часто критикуют за очень низкий показатель КИН. Можно ли применять технологии заводнения, химического заводнения, которые, например, пропагандирует «Салым Петролеум». Можно ли применять эти новые технологии без льгот, которые сейчас нефтяники просят у государства?

Александр Соколов: Тема повышения нефтеотдачи и методов ее увеличения является стратегической для нашей страны, потому что, я уже говорил, имея на балансе 18,5 млрд т текущих извлекаемых запасов нефти, конечно, главная задача — как можно дольше продлевать жизнь и рентабельную эксплуатацию именно этих запасов. Здесь, конечно, помимо обычного эксплуатационного разбуривания, увеличения темпов эксплуатационного бурения, перевода запасов В2 в В1, конечно, требуется тщательная и вдумчивая работа с категориями В1 и, особенно, с категориями А, так называемыми находящимися в разработке. Поэтому тема методов увеличения нефтеотдачи, конечно, является, на мой взгляд, стратегической.

Но утверждение о том, что якобы у российских нефтяников или бывших советских нефтяников коэффициент извлечения нефти ниже, чем в других странах, на мой взгляд, это не совсем корректно, потому что некорректно сравнивать эти вещи. У них, там в других странах, по-другому идет учет и оценка эффективности извлечения недр. Поэтому мы имеем сегодня коэффициент извлечения, который является отношением накопленной добычи к текущим извлекаемым запасам. А вот какие у нас текущие извлекаемые запасы — это большой вопрос. Если мы говорим о том, что мы будем делить не на технологические запасы, а на рентабельные запасы, то КИН у нас может вырасти до 0,5. Ведь мы сегодня делим накопленную добычу на текущие извлекаемые запасы, которые на государственном балансе числятся как технологические запасы. Если мы уберем технологические запасы из этой дроби и поставим туда рентабельные запасы, то текущий коэффициент извлечения будет намного выше. Поэтому утверждение о том, что у нас он маленький и меньше, чем у других, на мой взгляд, это не совсем правильно.

Что касается того, какие методы применять, я думаю, этот вопрос имеет отношение к деятельности каждой конкретной компании и каждого конкретного месторождения, потому что есть свои особенности. Заводнение — это вообще историческая технология, и здесь не требуется даже популяризации.

Вопрос, давать ли льготы под эти технологии. Мне сложно оценить возможности администрирования этих льгот. Наверное, имеет смысл об этом поговорить. Наверное, имеет смысл это как-то продвигать, пропагандировать, но, в первую очередь надо понять, как администрировать этот процесс. Как отличить новую технологию от старой технологии, и насколько она стара или насколько она нова. Мне об этом сложно сейчас судить. Я думаю, что любые способы поддержания текущей добычи уже действующих запасов, активных запасов, они достойны всевозможной и всяческой поддержки.

Мария Кутузова: Александр Владимирович, есть ли какие-то перспективы у шельфовых проектов арктических морей, и всех остальных, Сахалина, Каспия, Балтики? Как Вы оцениваете рентабельность этих проектов? Какие проекты на шельфе реализуются сейчас наиболее успешно? Есть ли какие-то перспективы у «Победы», не так давно открытой, и Центрально-Ольгинского месторождения в Арктике? Какой вклад в негативное развитие геологоразведочных проектов вносят санкции и привлечение финансирования для геологоразведки в арктических морях? Какой выход из всего этого есть?

Александр Соколов: Хороший вопрос Вы задали. Сложный вопрос.

На самом деле у нас, еще раз повторюсь, шельфовые проекты можно разделить на шельф Охотского моря, где идет нефтедобыча, шельф острова Сахалин; Балтийский шельф, где работает ЛУКОЙЛ, Калининградская область; Каспийский шельф, север Каспия, где также ЛУКОЙЛ работает на месторождениях имени В. Филановского и Ю. Корчагина; и Азовское море. Из 15 млн т с небольшим годовой добычи шельфовой нефти 13–14 млн т обеспечивает добыча шельфовых проектов острова Сахалин. Стабильно дает свой уровень шельф Балтийского моря. Стала возрастать добыча на шельфе Каспийского моря, Север Каспия, месторождения ЛУКОЙЛ.

Что касается шельфа арктических морей, то он тоже по своей структуре не однороден. Условно говоря, можно выделить западную часть, где у нас незамерзающие моря, Баренцево море, и восточную часть, море Лаптевых, Чукотское море, Восточно-Сибирское море и т. д.

Если мы посмотрим на западную часть, где у нас Баренцево море, там Штокмановское месторождение и платформа «Приразломная». Платформа «Приразломная» начала свою добычу, и, на мой взгляд, больше там промышленных проектов в ближайшем обозримом будущем у нас не предвидится. Штокмановский проект затих, все акционеры этого проекта разбежались по одной простой причине, что себестоимость добычи газа на шельфовых проектах даже в условиях не замерзающего Баренцева моря намного выше, чем себестоимость того же сухопутного газа и производства сжиженного газа.

Если мы поговорим о восточной части в долготе архипелага Новая Земля, где находится месторождение «Победа» в Карском море, о котором Вы упомянули, Центрально-Ольгинское месторождение, опять-таки здесь вопрос риторический. Все-таки, мне кажется, в ближайшей, средней и долгосрочной перспективе мы не должны ждать от этих месторождений никакой добычи. По ряду причин. По причине того, что Северная Арктика, и особенно шельф — это, все-таки, газовые провинции. Подтверждением того является Ленинградское месторождение, запасы которого подтвердил «Газпром» — чуть более триллиона кубометров. Это Карское море, там они разбуривают еще ряд потенциальных структур и уже объявили об открытиях. Это — газовые провинции. Но «Победа» находится очень далеко от берега, а вот Ленинградское месторождение находится относительно близко к полуострову Ямал. В планах «Газпрома» обеспечить не добычу с платформы, а именно за счет подводных решений и газопроводов.

Поэтому вовлечение в разработку вот этих двух месторождений, о которых Вы сказали, Центрально-Ольгинское и «Победа», оно, конечно, далеко за горизонтом любых прогнозов. Понятно, что эти месторождения сделали свою задачу  — они открыли нам понимание геологического строения этого района, но опять-таки здесь вопрос стал очень интересным. Рядом с Центрально-Ольгинским месторождением, надеюсь, Вы знаете, это — известная вещь, бурил тот же ЛУКОЙЛ на Восточно-Хатангском лицензионном участке, и ЛУКОЙЛ объявил о том, что он закрывает эту нефтегазоносную провинцию, что он не видит оснований полагать, что там находятся крупные промышленные скопления нефти и газа. Буквально через дорогу, через Хатангский пролив, «Роснефть» объявляет об открытии Центрально-Ольгинского месторождения. Я нарочно выношу за скобки мою точку зрения на этот счет, но, конечно, это удивительно, когда две разные компании бурят в одних и тех же условиях и совершенно диаметрально противоположные объявляют результаты. Наверное, это свидетельствует о том, что очень сложное геологическое строение у этого района, и вот так взять и открыть гигантское месторождение не получится. Тем более, что на шельфе моря Лаптевых, где Хатангский залив, уже с 50-х годов прошлого века известна так называемая бухта Нордвика, где было открыто Южно-Тигянское месторождение нефти. Оно было настолько незначительно по своим дебитам, что даже в те советские времена не решились поставить это на государственный баланс. Да, на побережье моря Лаптевых, где в хорошую погоду виден Северный полюс, нефть есть, и об этом было известно в 50-х годах прошлого столетия. Вопрос, насколько она промышленная. Здесь вопрос остается по-прежнему открытым.

Следует учитывать такой момент, что, чем дальше мы уходим от нефтяной инфраструктуры, а последняя инфраструктура — это Ванкорское месторождение, тем крупнее должно быть открытие, чтобы мы могли рентабельно эту нефть дальше куда-то транспортировать. Поэтому чтобы добыча была целесообразной и экономически оправданной, мы должны открыть там извлекаемые запасы не менее полумиллиарда тонн. Но не как 50 млн т, там вроде такую цифру объявляли.

Мария Кутузова: Смогут ли российские компании сотрудничать с норвежскими? Недавно было подписано соглашение по сейсморазведке в Баренцевом море, бывшей серой зоне. ЛУКОЙЛ собирается в составе зарубежного консорциума бурить в норвежской части Баренцева моря на Своде Федынского уже в следующем году. Есть ли какие-то перспективы в российской части и как сказываются санкции на этих проектах? Еще один вопрос по шельфовым проектам: как Вы оцениваете перспективы освоения Черного моря?

Александр Соколов: Многоплановые вопросы. Давайте опять в Арктику вернемся. Вы задали вопрос, влияют ли санкции на добычу в арктической зоне.

Мария Кутузова: На разведку.

Александр Соколов: Они влияют ровно в той форме, поскольку у нас нет своих буровых платформ для проведения разведочного бурения. Приходится все время арендовать, то китайскую платформу, то «Вест Альфа», все эти зарубежные платформы. Ровно в этом влияют.

Мария Кутузова: А финансы?

Александр Соколов: Это стоит не дороже денег. Вопрос не в том, дорого это или дешево, вопрос в том, рентабельно это или не рентабельно. Понятно, что это дорогое удовольствие. Для этого и надо открывать полмиллиарда тонн, чтобы оправдывать это бурение с плавучих морских буровых. Поэтому санкции, с точки зрения разведки, действительно влияют на аренду вот таких буровых установок, которых нет у нас.

Вы задавали вопрос о перспективах освоения арктического шельфа. Об этом очень хорошо сказал вице-президент ЛУКОЙЛ Федун, что Арктика — это вообще не в моей жизни, и это даже не для моих детей. Я, может быть, не дословно цитирую, но смысл в том, что если мы и будем иметь добычу нефти в Арктике, на арктическом шельфе, то это будет не более 10 млн т. Но что такое десять миллионов тонн годовой добычи, когда мы сегодня говорим о 500 млн т годовой добычи в России. То есть, речь идет о том, что арктический шельф с точки зрения нефтедобычи никогда не сумеет дать существенное замещение той добычи, которая необходима.

Теперь к вопросу о возможности сотрудничества с норвежскими исследователями и т. д. Разумеется, это — интересная вещь и этим надо заниматься, тем более, это позволяет перенимать опыт. Другое дело, насколько этот опыт может быть перенесен через границу — раз, в другие геологические условия — два, насколько опыт понимания серой зоны Баренцева моря можно проецировать на шельф Черного моря. Не знаю. Наверное, можно, но здесь уже все в деталях.

На шельфе Черного моря, мы это знаем, это известно, на Вале Шацкого бурилась скважина, совместно с итальянцами, «Роснефть» и Eni. К сожалению, нефти не оказалось. Да, была подтверждена полностью сейсмическая картина, сейсмические ожидания подтвердились, но ловушка  оказалась пустой. 300 м карбонатного разреза, но водонасыщенного. Мне кажется, что черный шар закатили в Черное море, и слава богу. Потому что я знаю мнение некоторых уважаемых экспертов, которые не хотели бы видеть добычу в Черном море. Вот этот отрицательный результат, может быть, сыграет на пользу экологии Черного моря.

Мария Кутузова: Что касается Свода Федынского, есть ли там какие-то перспективы, как Вы думаете, у нас на границе России и Норвегии есть месторождения?

Александр Соколов: Все решит бурение. Понимаете, вопрос в том, что перспективы есть всегда, тем более, если мы в эти перспективы верим сами. Вопрос только в том, какие запасы мы там хотим найти, за какими запасами мы идем так далеко, так глубоко и так дорого. Не думаю, что будет интересно открывать месторождение на шельфе, на удалении 500–600 км от берега с запасами 50 млн т. Это не та величина, куда надо ходить и такие деньги платить. Вопрос именно в этом. Нефть там есть, я даже не сомневаюсь, и газ там есть. Вопрос в том, рентабелен он или не рентабелен, это — вопрос этого десятилетия или какого-то века, о котором будет разговор.

Мария Кутузова: Не так давно в правительстве заговорили об инвентаризации проектов, запасов, льгот, полученных компаниями ранее. Какие возможности у государства в этой связи? Как Вы оцениваете качество запасов, стоящих на балансе компаний?

Александр Соколов: Да, тема инвентаризации, действительно, стала актуальной в последний месяц, даже меньше. Как я понимаю, инициатором было правительство Российской Федерации, которое хочет понять, какие же запасы находятся на балансе у нефтяных компаний, и обязывает Минприроды, Минэнерго, Минэкономики совместно с нефтяными компаниями провести эту инвентаризацию. Здесь возникает ряд «но». Что такое инвентаризация вообще, что понимать под словом «инвентаризация»? Что является критериями инвентаризации? Ведь у нас есть государственный баланс Российской Федерации. Этот баланс ведет Российский геологический фонд, профессионально ведет. Отрасль уже 3 года как перешла на новую классификацию запасов, где основным, краеугольным камнем является именно оценка рентабельных запасов. Наиважнейшим лозунгом принятия новой классификации запасов была возможность адресного государственного администрирования и регулирования, именно понимая, где есть рентабельные и где есть не рентабельные запасы.

Для меня удивительно, почему этот вопрос таким образом поставлен, когда для этого есть уважаемые организации. В лице Росгеофонд, который ведет баланс, и почему бы туда не посмотреть. В лице Государственной комиссии по запасам, которая уже 3 года обеспечивает переход на новую классификацию запасов, и уже есть, я считаю, представительная статистика для того, чтобы процентов 60 месторождений уже перешли на новые вот эти рельсы, где есть оценка не просто технологических запасов, а рентабельных запасов. Поэтому вопрос по инвентаризации, на мой взгляд, очень такой тонкий, и если при этом сама нефтяная компания будет участвовать в этом процессе, то, мне кажется, каждая из компаний скажет, что у них все запасы нерентабельные. Потому что, в принципе, как можно поручать заинтересованным лицам говорить о том, какие им нужны те или иные льготы для получения? Должна быть абсолютно независимая, абсолютно объективная, взвешенная оценка. Кому-то это может не понравиться даже.

Мария Кутузова: Как Вы оцениваете возможность разработки небольших месторождений силами малых и средних компаний? Есть ли какие-то перспективы поддержания российской добычи силами этих малых и средних независимых игроков?

Александр Соколов:  Очень хороший вопрос и очень больная тема и очень не однозначно решение этой проблемы.

Просто для справки могу сказать одну интересную деталь. За последние 16 лет в Российской Федерации открыто 850 месторождений, из них не введено в разработку 660. Это говорит о том, что мы открываем месторождения, омертвляем капитал, монетизация запасов равна нулю. Все эти месторождения, как правило, малые. Что такое малые и что такое удаленные месторождения? Это те месторождения, где понятна геология, мы понимаем, что это такое, мы знаем, как искать, мы знаем, как считать запасы. Мы понимаем, как проектировать разработку, мы понимаем, какие там возможны технологические решения для разработки. Мы знаем, как обустраивать это месторождение, транспортировать нефть. Вопрос только в том, что все это очень далеко. Вопрос в том, что тот объем добычи, который мы можем обеспечить, часто не достаточен для того, чтобы обеспечить технологическую жизнь того же промысла.

Просто если сейчас представить себе ситуацию, что на удалении 200 км от ближайшей точки врезки мы развиваем свой независимый нефтепромысел, мы должны подумать о том, как туда электроэнергию подать, это должна быть автономная энергетика. Как мы туда должны завозить оборудование, продукты, это точно не должна быть постоянно действующая дорога. Как мы должны туда доставлять в летний период грузы, вертолетами, очевидно, а в зимний период строить каждый год зимники длиной по 200 км. Как мы должны заводить туда флот ГРП, который зимой приедет, а лето будет там стоять, и нужно этот простой оплачивать. Как обеспечить безаварийную прокачку нефти по этому нефтепроводу длиной 200 км, потому что, чтобы нефтепровод не замерзал зимой, должна   в нем идти жидкость, и чем больше в ней нефти, тем лучше. Но ни одно маленькое месторождение не обеспечит такого баланса жидкости и нефти в этом нефтепроводе. Поэтому либо оно будет замерзать без конца, либо мы просто его никогда не заполним, и опять-таки, стоимость нефтепровода убьет все возможные экономические прибыли.

Поэтому проблема освоения мелких месторождений — это проблема в первую очередь технологическая, на мой взгляд. Посмотрите на правобережье Томской области. Там огромные нефтяные потенциальные участки и несколько всего лишь месторождений, которые, как говорится, на грани экономической целесообразности их добычи. Невыгодно эту нефть транспортировать, невыгодно держать промысел там, невыгодно платить за простой всевозможным буровым подрядчикам, подрядчикам ГРП и т.д. Это просто не выгодно. Может быть, если изменится налоговая шкала, то эти вложения будут оправданы.

Заметьте, я нигде не произнес слова «маленькая компания», «большая компания», «средняя компания». Если невыгодно, то невыгодно всем. Я не понимаю, какие уникальные технологии могут применяться маленькими компаниями, а большими компаниями могут не применяться. Я Вас уверяю, иногда у больших компаний даже есть больше возможностей для синергии того же проекта и инкорпорирования его в свою действующую инфраструктуру, чем у той же мелкой независимой компании. Поэтому мне не кажется, что решение вопроса освоения мелких месторождений, которые сегодня простаивают, кроется только в том, что мы туда запустим мелкий бизнес, и он начнет добывать. Послушайте, законы и технологии разработки для всех одинаковы. Подрядчики буровые, ГРП, геофизики не будут делать скидку на то, что перед ними малая компания, и также будут брать деньги и за летний простой, за ожидание следующей зимы и т. д. Я не думаю, что решение проблемы освоения мелких месторождений кроется именно в допуске к ним мелких независимых компаний. Это не тот случай.

Главная здесь проблема в налоговой шкале. Как решить вопрос льготирования? Мне кажется, что иногда та структура себестоимости, структура затрат, которая необходима на освоение мелкого месторождения, даже если и освободить полностью от налогов, то все равно будет дороже, чем какая-то возможная эфемерная будущая прибыль.

Мария Кутузова: Как Вы оцениваете современное состояние геологоразведочной отрасли в стране? Вы являетесь сторонником или противником возвращения к советской практике, в том числе возрождения Мингео?

Александр Соколов: Могу сказать одну интересную, на мой взгляд, вещь, что сегодня геологоразведочной отрасли в Российской Федерации по нефти и газу практически нет. Есть остатки уцелевших сервисных компаний геофизических и сейсмических в большей степени, которые сегодня объединены под зонтиком Росгеологии. Но такой целенаправленной отрасли, которая была раньше, сегодня, к сожалению, нет, ее нет в принципе уже. В итоге получилось так, что вот этот многолетний дефицит геологоразведки, конечно, уже причинил ущерб, которого мы, может быть, сегодня не видим, но он в течение ближайших 10 лет обязательно проявится, и этот ущерб мы будем оценивать. Но уже будет, конечно, поздно.

Насчет того, целесообразна ли реанимация идеи Министерства геологии Российской Федерации. Моя трудовая деятельность, моя карьера, профессиональная жизнь началась в Мингео, и я являюсь свидетелем тех достижений и считаю, что советская геология — это лучшая геология. Это я говорю абсолютно искренне. Те сегодняшние знания, которые мы имеем, это благодаря, конечно, советской геологии. Но говорить о возобновлении деятельности и грустить об исчезновении Мингео это также контрпродуктивно, как египтянам грустить о пирамидах.

Поэтому сегодня Министерство геологии в том виде, в котором оно было, на мой взгляд, не имеет никаких оснований. Я скажу хотя бы одну главную вещь. Раньше, когда было Министерство геологии, когда был СССР, у нас право пользования недрами и право владения недрами принадлежало одному государству. Государство владело недрами, и государство вело разведку и занималось разработкой. Сегодня по Конституции Российской Федерации право пользования недрами ушло на нефтяные компании, которые получают лицензию на право пользования недрами в виде разведки или разработки, а вот собственность на недра осталась в руках государства. Вот здесь и возник, наверное, тот логический разрыв, когда собственник недр уже не может иногда регулировать или начинает регулировать совершенно такими автократическими мерами пользователя недр. Поэтому возобновление Министерства геологии, к сожалению, ничего не даст.

Призывы: давайте опять откроем финансирование, давайте опять заниматься геологоразведкой, я считаю контрпродуктивными, потому что у нас сегодня потерялась самая главная вещь — у нас нет идей, где мы будем вести геологоразведку. Несмотря на огромные ресурсные ожидания, которые по-прежнему у нас числятся на государственном балансе, а там несколько десятков миллиардов тонн, мы по-прежнему имеем очень низкие размеры открытий, и если мы опять откроем государственное финансирование, что невероятно, и слава богу, что это невозможно, то мы опять будем получать те месторождения, которые не будут десятилетиями вводиться в разработку по причине их нерентабельности.

Мария Кутузова: Можно ли стимулировать государству геологоразведку? Какими методами это можно сделать?

Александр Соколов: Можно и нужно стимулировать. Важно только понимать, где и кому. Сегодня только три игрока на рынке недропользования.

Это само государство, которое ведет какие-то региональные сейсмические исследования. Собственно нефтяные компании. 94–96% запасов находится на балансе нефтяных компаний, а это значит, что они имеют очень большой разведочный потенциал. Например, в Ханты-Мансийском округе 4 млрд т находятся на балансе нефтяных компаний, по категории В2. Зачем им заниматься поисками? Им бы эти 4 млрд разведать и обеспечить эту добычу. Поэтому и поисковый потенциал лицензий нефтяных компаний тоже исчерпан.

Остается только третий игрок, который может прийти на этот рынок — независимый предприниматель, который работает на нераспределенном фонде недр. Нефтяные компании не очень-то охотно идут далеко от своей инфраструктуры, им не интересно заниматься рискованными проектами, они лучше будут «пылесосить» тех, кто открывает эти месторождения.

А вот как мотивировать этого независимого предпринимателя, который придет на этот нераспределенный фонд недр? На самом деле, есть ряд простых правил. Первое правило — не мешать. Второе правило — дать возможность ему то, что открыл, сдать государству. Потому что сегодня существует такое понимание как оплата разового бонуса за открытие месторождения, если открываем в рамках поисковой лицензии. А потом я буду заниматься разработкой. Но многие не хотят этим заниматься. Многим достаточно открыть месторождение и, в общем-то, на этом остановиться. Так, как делают многие разведочные компании во всем мире — добыча не их удел, их удел геологоразведка. Вот их надо стимулировать. Придать им статус независимой нефтегазоразведочной компании, которая свое открытие защищенное, за свой риск, за свои средства, оно обратно сдаст государству, а оно уже будет продавать на аукционных торгах тем, кому это будет важнее и интереснее.

Я думаю, здесь есть очень простые и понятные рекомендации, как мотивировать независимый бизнес прийти в геологоразведку. Понятно, что здесь сразу возникает проблема культуры производства. Такие независимые предприниматели будут заинтересованы в привлечении профессиональных геологов, которые будут заинтересованы в повышении культуры производства, повышении качества исследований. Поэтому нужно дать возможность независимым предпринимателям прийти в этот рынок со своими деньгами, которые, кстати, не являются ни геологами, ни нефтяниками. Это — группы финансистов, группы просто инвесторов, которые далеки от нефтянки, от разведки, от геологии. Для них это просто один из вариантов диверсификации своего портфеля. Когда появляются у них профессиональные команды геологов, профессиональные команды аудиторов, которые четко смотрят за качеством работ и говорят о возможной рентабельности или нерентабельности этого открытия, тогда этот частный бизнес придет в геологоразведку, и будет открывать те запасы, которые нужны государству.

Мария Кутузова: Есть ли какие-то перспективы у цифровизации геологоразведочной отрасли? Поможет ли big data геологоразведке?

Александр Соколов:  Для меня вообще удивительно слышать эти «новости» о цифровизации. На самом деле, работа с большими массивами данных началась, как только появились первые переносные компьютеры, и вообще не только даже они. Мы всегда работали с большими массивами данных, и в меру возможностей вычислительных мощностей это дело использовали. Удивительно слышать сейчас, что давайте сделаем нечто, big data, которое нам позволит поднять добычу. Для меня это очень удивительно. Я не понимаю, как это люди могут себе представлять. Наверное, потому что они не общались ни с big data, ни с добычей, и вообще находятся где-то в третьем измерении.

Цифровизация, работа с большими массивами данных — это всегда было перманентно в нашем процессе, на протяжении всего времени как мы работаем. Кто-то в меру своих возможностей эксплуатирует это в большей степени, кто-то в меньшей. Но это всегда было. А процесс регистрации рутинных измерений, он, конечно, должен быть. Но это вопрос, к геологоразведке не относящийся. Это вопрос, относящийся к стандартизации, метрологии, каких-то там технических достижений, не более того.

Мария Кутузова: Александр Владимирович, многие сейчас говорят о трансформации энергетики, о переходе к освоению, прежде всего, дешевых энергетических ресурсов. В этом русле движется освоение и внедрение новых технологий, развитие ВИЭ. Нужно ли на этом фоне вкладывать все больше и больше денег в геологоразведку, в нефтегазодобычу? Какие у нас в России перспективы в этой связи?

Александр Соколов: Да, существуют прогнозы до 2035–2040 года, где доля нефти в энергобалансе будет уменьшаться, существенно уменьшаться. При этом доля газа возрастает. Но проведенные исследования говорят о том, что 60% прогнозов не исполняются, а остальные 40% реализуются ровно cобратным результатом. Если мы будем слушать эти прогнозы, то, конечно, сегодня давайте мы остановимся, давайте мы перестанем что-то искать, и давайте будем доедать то, что у нас осталось. На мой взгляд, это абсолютно неверная позиция и, конечно, мы должны заниматься развитием своей ресурсной базы, хотя бы даже потому, что вдруг эти прогнозы окажутся неверными. Есть большой риск, что так и будет. Поэтому вопрос я бы по-другому, может быть, поставил. Не о поиске дешевой энергии. Всегда нефтедобыча была очень дорогой вещью. Одними из самых дорогих инвестиционных проектов всегда были нефтедобыча и нефтеразведка. Поэтому случайные игроки тут редко появляются. Но вопрос не в дороговизне. При принятии решения о начале работ не является основополагающим то, что при большом риске давайте не будем работать, или большие деньги давайте не будем вкладывать. Главное в принятии решения о постановке работ — это то, какая прибыль может быть получена в результате проведения этих работ. Чем больше риск, тем больше прибыли я в данном случае ожидаю. Здесь понятие риска, наоборот, является катализатором с точки зрения возможных инвестиций. Маленькие риски, маленькие дивиденды будут, маленькие доходы получатся. Потому что туда придут все. Скорее всего, таких проектов уже не остается. Проекты, которые имеют большой потенциал, конечно, они очень дорогие, они очень рисковые. Но, опять-таки, надо смотреть, какой у них срок окупаемости и насколько это будет вовлечено в ближайшей перспективе, чтобы это была именно монетизация запасов, а не просто открытие запасов ради того, чтобы они добавили еще пару килограммов государственного баланса. Поэтому время поисков рентабельных запасов наступило, а не время поисков нефти вообще. Вот это, может быть, главный лейтмотив того, что я хотел сказать.

Сегодня главная задача — это поиск рентабельной нефти, а это в основном вопрос не столько экономических понятий, сколько вопрос о том, что у нас в голове творится. Неслучайно мы находимся здесь, в МГУ имени Ломоносова, потому что эта проблема находится на уровне обучения студентов. Студентов нужно учить тому, чтобы они искали не просто нефть вообще, а именно занимались рентабельными поисками нефти.

Мария Кутузова: Александр Владимирович, спасибо огромное за ответы на наши вопросы.

Источник: http://neftianka.ru/

Прощай, нефть! Рентабельных запасов в России осталось меньше чем на 20 лет | 03.04.21

Общих запасов нефти в России могло бы хватить на 58 лет добычи, но большая их часть экономически не рентабельна, сообщил в интервью «Российской газете» глава Роснедр Евгений Киселев.

«Рентабельных (запасов) в соответствии с данными инвентаризации хватит на 19 лет», — сказал он.

Две трети нефти, найденной в недрах, приходится на трудноизвлекаемые запасы, расположенные, в частности, в Арктике. Но при текущих ценах — около 60 долларов за баррель — добывать арктическую нефть, по словам Киселева, проблематично: нужно 110-120 долларов за бочку.

19 лет добычи при текущих запасах — это «условный, индикативный показатель», подчеркнул глава Роснедр: «С развитием технологий этот рубеж будет постоянно отодвигаться». Пока, впрочем, в сфере технологий добычи на шельфе изменений пока не наблюдается, констатировал Киселев.

Схожую с Роснедрами оценку в январе 2021 года давало российское Минэнерго: из 30 млрд тонн запасов нефти рентабельны только 36%.

«Это связано с ухудшением возможностей освоения: ростом обводненности, необходимостью строительства дорогостоящих скважин сложной конструкции, низкой проницаемостью и расчлененностью коллекторов, уходом в краевые зоны и пласты с небольшими толщинами и так далее», — писал в журнале «Энергетическая политика» заместитель министра энергетики РФ Павел Сорокин.

Качество воспроизводства ресурсной базы также ухудшается, отмечал он. Средний размер открытий новых месторождений в 2015-2019 годах составил 9-14 млн тонн (без учета нескольких крупных на шельфе и Пайяхского месторождения). Прирост запасов в последние годы обеспечивается доразведкой в действующих регионах добычи, а также переоценкой запасов.

Реальная ситуация с запасами нефти может быть куда хуже, чем на бумаге, выяснила в прошлом году Счетная палата по итогам аудита данных от крупнейших сырьевых компаний.

Дело в том, что значительная часть запасов нефти и газа в России, о которых рапортуют сырьевые компании и которые ставятся на государственный баланс, не подтверждается в результате переоценки, разведки и добычи, обнаружили в СП.

В среднем каждый год Россия списывает с госбаланса оказавшиеся «фейковыми» запасы углеводородов почти в таком же объеме, какой ежегодно выкачивает из недр.

В сумме с 2016 года были признаны не существующими в реальности запасы нефти и конденсата на 2,278 миллиарда тонн, что составляет почти пять годовых объемов добычи.

Уже во второй половине 2030х добыча нефти в России резко упадет, и РФ «возможно, полностью исчезнет с мирового (нефтяного) рынка», заявил в 2018 году наследный принц Саудовской Аравии Мохаммед бен Сальман.

Россия останется доминирующим поставщиком газа в Европу до 2040 года: Platts Analytics

Особенности

Доля рынка вырастет почти до 40% к 2040 году: отчет

Поскольку внутреннее производство, норвежское предложение сокращается на

Китай, экспорт СПГ становится все более приоритетным для Москвы

Нью-Йорк — Согласно последнему долгосрочному прогнозу по газу в Европе от S&P Global Platts Analytics, Россия останется доминирующим поставщиком газа в Европу до 2040 года.

Не зарегистрирован?

Получайте ежедневные уведомления по электронной почте, заметки для подписчиков и персонализируйте свой опыт.

Зарегистрируйтесь сейчас

Ожидается, что доля России на европейском рынке останется выше 30% и вырастет почти до 40% к 2040 году, поскольку внутренняя европейская добыча газа и поставки из Норвегии будут сокращаться.

Ожидается, что к 2040 году доля мировых поставок СПГ в энергобалансе Европы вырастет, чтобы частично компенсировать снижение внутреннего производства, но по-прежнему отстает от поставок из России в течение прогнозируемого периода.

В отчете Platts Analytics говорится, что поставки российского трубопроводного газа в Северо-Западную, Центральную и Восточную Европу и Италию вырастут с примерно 130 млрд кубометров в год в 2020 году до примерно 150 миллиардов кубометров в год к 2040 году.

«К 2035 году мы ожидаем рекордной доли рынка России в 38%», — говорится в сообщении.

ЕС взял на себя политическое обязательство снизить зависимость от российского газа за счет поддержки новых источников поставок — например, из Азербайджана — и за счет новой инфраструктуры импорта СПГ.

Однако российский газ остается конкурентоспособным для европейских покупателей, учитывая его низкую производственную базу и долгосрочную надежность.

Между тем, поставки норвежского трубопроводного газа в Европу, согласно отчету, постепенно упадут примерно до 100 млрд куб. М к 2025 году с нынешних 110 млрд куб. падение поля.

Ожидается, что поставки

СПГ в Европу вырастут к 2025 году примерно до 90 миллиардов кубометров и достигнут пика в 2030 году примерно до 130 миллиардов кубометров, а затем снизятся до 100 миллиардов кубометров в 2040 году.

Китай поворотный

Тем временем ожидается, что добыча российского газа значительно вырастет, поскольку Москва также все активнее ориентируется на экспорт в Китай и уделяет особое внимание наращиванию экспортных мощностей СПГ.

По прогнозам Platts Analytics, общая добыча газа в России увеличится с 650 млрд кубометров в год в 2020 году до 750 млрд кубометров в год к 2025 году и далее до 810 млрд кубометров в год к 2040 году.

«В целом экспорт российского газа значительно вырастет — с 240 млрд кубометров в год в 2020 году до примерно 390 млрд кубометров в год в 2040 году», — говорится в сообщении.

Из увеличения добычи до 2040 года 65 млрд кубометров в год будут поставляться для проектов СПГ, при этом такой же объем поставок будет экспортироваться в Китай.

«Газпром» начал экспорт газа в Китай по трубопроводу «Сила Сибири» в декабре 2019 г. и в ближайшие годы планирует довести его мощность до 38 млрд куб. М в год.

Китай считается растущим рынком для российского трубопроводного газа, особенно на фоне ускоряющегося энергетического перехода в Европе.

«Нежелание Европы увеличивать зависимость от российского газа и риск спроса в связи с переходом на энергоносители являются сильным стимулом для России к диверсификации своего экспортного портфеля», — заявила Platts Analytics.

Трубопровод «Сила Сибири-2» через Монголию с запланированной мощностью 50 млрд кубометров в год свяжет Ямальский регион, который в настоящее время обеспечивает прямые поставки в Европу, с растущим китайским спросом и может быть введен в эксплуатацию во второй половине десятилетия, говорится в сообщении.

«Трубопровод« Сила Сибири — 2 »позволит Европе напрямую конкурировать с Китаем за газ, одновременно обеспечивая« Газпром »страховку от риска спроса на энергоносители в Европе», — говорится в сообщении.

По данным Platts Analytics, значительная часть роста добычи в России будет приходиться на полуостров Ямал, где ожидается, что увеличение добычи на Бованенковском месторождении и других небольших месторождениях значительно опережает спад на месторождениях, подходящих к концу срока службы, таких как Ямбург.

Предполагается, что общие запасы газа полуострова Ямал составляют около 26,5 трлн куб. М, и только «Газпром» рассчитывает в конечном итоге добывать в этом регионе 360 млрд куб. М в год.

Эта производственная база находится ближе к коридору «Северный поток» в Европу. Platts Analytics ожидает, что строительство Северного потока-2 будет завершено в 2022 году, что приведет к увеличению экспортных мощностей в Европу на 55 млрд кубометров в год.

Неопределенность европейского спроса

Хотя ожидается, что Россия продолжит доминировать на европейском рынке, перспективы европейского спроса на газ в целом остаются неопределенными.

Platts Analytics прогнозирует, что спрос на газ на более зрелых рынках северо-западной Европы к 2040 году сократится на 50 млрд кубометров в год.

«Движущими силами этого падения являются сохраняющийся потенциал повышения эффективности отопления, электрификация и рост производства возобновляемых источников энергии, вытесняющий базовый спрос на газ в обмен на электроэнергию», — говорится в сообщении.

Наибольшее падение наблюдается в жилищном спросе, в то время как потребление промышленного газа, как ожидается, будет меньше из-за проблем с электрификацией.

Водород, в том числе голубой водород, полученный с использованием природного газа, также может открыть новые сектора для спроса на газ, включая производство стали, говорится в сообщении.

Тем не менее, самое резкое падение спроса ожидается в секторе энергетики, поскольку ЕС планирует сократить выбросы углерода на 55% к 2030 году по сравнению с уровнем 1990 года.

Platts Analytics заявила, что также прогнозирует значительный рост производства зеленого водорода и биометана.

«Мы предполагаем, что вместе они будут обеспечивать 10% спроса на газ к 2040 году», — говорится в сообщении.

Голубой водород, водород, получаемый из природного газа с улавливанием и хранением углерода, может иметь существенный потенциал роста из-за его более низкой стоимости по сравнению с зеленым водородом.

Однако, по его словам, «политический импульс для этого еще не появился».

Насколько хватит запасов нефти и газа в России?

Высокопоставленные российские представители энергетики несколько иначе оценивают газовый потенциал страны. Министр окружающей среды заявляет, что Россия способна производить природный газ в два раза дольше, чем по словам главы государственного агентства по ресурсам.По крайней мере, оба, похоже, придерживаются одинакового взгляда на потенциал добычи нефти в России. Это всего лишь оценки, поскольку — по мнению правительства — ситуация является динамичной, когда одни месторождения заканчиваются, а другие открываются, и их размер постоянно обновляется. Что еще важно для будущего России, так это то, насколько далеко простираются ее запасы, но не глобальный спрос на энергию. Однако российское правительство в этом отношении менее оптимистично.

ИСТОЧНИК: MEDIA.GAZPROM-NEFT.COM

Министр природных ресурсов Александр Козлов 11 мая заявил, что в России есть запасы нефти на 59 лет и газа на 103 года.По его словам, истинные масштабы залежей ископаемого топлива под землей России могут быть еще больше, но для ускорения разведки в труднодоступных районах потребуется дополнительная государственная поддержка. По словам чиновника, поскольку одни месторождения истощаются, другие не используются в полной мере. Его оценка отличается от той, которую когда-то представил глава Федерального агентства по минеральным ресурсам России Евгений Киселев, согласно которому в стране находятся запасы нефти, эквивалентные 58 годам, и более 60 годам запасов газа.В то же время он добавил, что это всего лишь условные цифры, которые будут постоянно меняться по мере развития исследовательских технологий. В течение 2020 года добыча нефти и газового конденсата в России упала на 8,6 процента, достигнув худшего за десятилетие результата в 512 миллионов тонн. В 2020 году в стране было добыто более 693 миллиардов кубометров (млрд кубометров) природного газа. Между тем Министерство природных ресурсов объявило о новой федеральной схеме воспроизводства минерально-сырьевой базы страны. Согласно сообщению, к 2024 году Россия стремится поставлять свои запасы газа не менее чем на 700 млрд кубометров в год.Цель — около 2800 млрд кубометров газа к 2024 году, из которых 400 млрд кубометров в Арктике. Энергетическая стратегия России, принятая в июне 2020 года, предполагает, что к 2024 году уровень добычи газа в стране составит от 795 до 820 млрд куб. М.

Поддержите нас

Если материалы, подготовленные командой Варшавского института, полезны для вас, поддержите наши действия. Для продолжения нашей миссии необходимы пожертвования от частных лиц.

Поддержка

Все тексты, опубликованные Фондом Варшавского института, могут быть распространены при условии указания их происхождения.Изображения не могут быть использованы без разрешения.

Россия, где наблюдается рекордный спрос на газ, но все еще готова к увеличению поставок в ЕС, говорит Новак

Пламя газовой горелки отражается на плите в частном доме в Бад-Хоннефе, недалеко от Бонна, Германия, 11 октября 2021 года. REUTERS / Wolfgang Rattay / File Photo

Зарегистрируйтесь сейчас и получите БЕСПЛАТНЫЙ неограниченный доступ к reuters.com

Зарегистрироваться

МОСКВА, 16 октября (Рейтер). Потребление газа в России находится на рекордно высоком уровне, но Москва все еще готова увеличить поставки в Европу, если она получит такое запросов, сообщил в субботу вице-премьер Александр Новак.

Спотовые цены на газ в Европе в этом году выросли на 800%, поскольку спрос восстановился после пандемии коронавируса. В начале этого месяца цены снизились после того, как Россия, ключевой поставщик газа в Европу, заявила, что может поставить больше, но эти поставки пока не материализовались.

«Хочу подчеркнуть, что в этом году у нас в России рекордно высокие показатели потребления газа, что также связано с активным восстановлением экономики», — сказал Новак в интервью телеканалу «Россия 1», сообщают российские информационные агентства.

Зарегистрируйтесь сейчас и получите БЕСПЛАТНЫЙ неограниченный доступ к reuters.com

Зарегистрироваться

Россия, чья добыча и экспорт газа в ЕС уже близки к рекордным уровням, заявила, что ей необходимо завершить заполнение собственных запасов газа, прежде чем увеличивать поставки в Европу. спотовый рынок. Он планирует завершить это к концу октября.

Новак не сообщил, насколько велики запасы газа в России, но оценил, что в европейских подземных сооружениях не хватает примерно 25 миллиардов кубометров газа.

Он настаивал на том, что высокий внутренний спрос не помешает России предлагать больше поставок в Европу, если она получит такие запросы.

Зарегистрируйтесь сейчас и получите БЕСПЛАТНЫЙ неограниченный доступ к reuters.com

Зарегистрироваться

Отчетность Владимира Солдаткина По сценарию Марии Цветковой и Кати Голубковой Под редакцией Алекса Ричардсона и Кристины Финчер

Наши стандарты: принципы доверия Thomson Reuters.

Газпром: запасы газа в России более века

Запасов природного газа в России хватит более чем на столетие, заявил в пятницу председатель правления газового гиганта «Газпром» Алексей Миллер.

«Запасы газа в России, запасы газа Газпрома — самые большие в мире. И у нас не будет проблем с нашими запасами в ближайшие 100 лет», — сказал Миллер на деловой конференции в Москве, как передают российские новости. агентство ТАСС.

Некоторые из газовых месторождений, которые «Газпром» разрабатывает в Ямальском регионе, имеют потенциал добычи газа до 2132 года, отметил Миллер.

«Перспективы поставок трубопроводного газа достаточно велики», — сказал глава «Газпрома».

На прошлой неделе «Газпром» завершил строительство газопровода «Северный поток — 2», хотя подача газа по спорному трубопроводу, возглавляемому Россией, не может начаться до тех пор, пока Германия не выдаст на проект лицензию на эксплуатацию.

Ранее в этом месяце российский вице-премьер Александр Новак заявил, что одних российских морских ресурсов Арктики может хватить на десятилетия и даже столетия.

«Потенциал арктической зоны огромен. Если говорить только о морских ресурсах, то это 15 млрд тонн нефти и около 100 трлн кубометров газа. Этого хватит на десятилетия, сотни лет, если они потребуются, и этого хватит. экономически целесообразно «, — сказал Новак в четверг, передает российское информационное агентство ТАСС.

Эти ресурсы, однако, сейчас очень дороги в освоении, сказал российский чиновник, но отметил, что правительство в любом случае планирует поощрять освоение шельфа Арктики.

Массовое освоение шельфа Арктики будет происходить только в случае необходимости и только в том случае, если в других регионах России закончатся ресурсы, добавил Новак.

Разработка арктических шельфовых проектов в России находится под санкциями США, которые запрещают предоставление услуг или технологий в поддержку разведки или добычи для глубоководных, арктических шельфовых или сланцевых проектов.

Ранее в этом году министр природных ресурсов России Александр Козлов заявил, что запасов нефти в России хватит до 2080 года при нынешних темпах годовой добычи.

Россия также имеет запасы природного газа еще на 103 года годовой добычи при текущих уровнях добычи, сказал министр.

Цветана Параскова, Oilprice.com

Другие статьи с сайта Oilprice.com:

Сотрудничество и связь между нефтью и газом

Представлено Генеральным секретарем ОПЕК доктором Альваро Сильва-Кальдерон на 3-й Российской неделе нефти и газа.Сессия: Международное энергетическое сотрудничество. Перспективы инвестиций в России

Москва, Россия, 4 ноября 2003 г.

Уважаемые дамы и господа,

Прежде всего хочу поблагодарить организаторов за приглашение выступить с речью на тему сотрудничества и связи между нефтью и газом.

Энергетический мир продвинулся далеко вперед за последние полтора десятилетия с того времени, когда он был разделен по широкому идеологическому принципу на централизованно планируемую экономику и рыночную экономику с ограниченным количеством контактов между ними.Теперь вопросы энергетики рассматриваются с глобальной точки зрения в мире постоянно меняющихся экономических, социальных и политических норм.

Россия всегда оставалась крупным игроком в нефтяной отрасли. Сейчас он является вторым по величине экспортером нефти в мире и имеет восьмые по величине запасы нефти в мире. Он также является крупнейшим в мире экспортером газа и обладает крупнейшими в мире запасами газа. И, как будто этого было недостаточно, он обладает вторыми по величине запасами угля в мире.

Перед Россией стоит грандиозная задача реализовать весь потенциал своей огромной базы энергоресурсов.Этот длительный процесс включал замену старой, неэффективной инфраструктуры, заводов и оборудования, а также внедрение новой конкурентной трудовой этики. Существуют также проблемы, связанные с размером и характером внутреннего спроса на энергию в России, поскольку они напрямую влияют на нефтяные ресурсы, доступные для экспорта.

Существует много неопределенностей относительно темпов и масштабов возрождения нефтяной промышленности страны, и из-за его огромных масштабов это имеет прямое отношение к миру энергетики в целом.Этот процесс все еще находится в переходной фазе, хотя неуклонно вырисовывается более четкая картина, поскольку эта огромная страна приспосабливается к реалиям, играя важную роль на мировой энергетической арене.

Основная проблема ОПЕК связана с последствиями всего этого для международного нефтяного рынка. Мы приветствуем поддержку, которую Россия оказывает нашим мерам по стабилизации рынка с начала 1990-х годов, и мы считаем, что Россия, в свою очередь, извлекла выгоду из высокого уровня успеха этих мер.

Но некоторые серьезные вопросы должны быть решены всеми ведущими сторонами на нефтяном рынке, если мы хотим сохранить порядок и стабильность, с безопасным предложением, устойчивым спросом, разумными ценами и справедливой прибылью для инвесторов.

Первый из них касается ожиданий того, что рост мирового предложения нефти превысит рост спроса на нефть в следующем году.

Вторая причина связана с давней тенденцией для производителей, не входящих в ОПЕК, увеличивать долю рынка за счет ОПЕК, поскольку на их долю приходится большая часть прироста спроса на нефть.И это несмотря на то, что ОПЕК владеет четырьмя пятыми мировых доказанных запасов сырой нефти и что их легче и дешевле разрабатывать, чем где-либо еще. При этом не учитывается тот факт, что ОПЕК неоднократно сокращала добычу, чтобы поддержать структуру цен, так что отрасль в целом выигрывает.

И, в-третьих, необходимо приспособиться к возвращению иракской нефти на международный рынок, хотя мы еще не знаем, насколько это быстро и насколько.

Помимо этого, существуют обычные повседневные факторы, влияющие на постоянную стабильность и производительность международного нефтяного рынка, такие как движение запасов, погодные условия, аварии, развитие переработки нефти, спекуляции и т. Д.

Таким образом, все мы, работающие в нефтяном секторе, обязаны гарантировать, что мы сможем учесть эти факторы справедливым и разумным образом для всех вовлеченных сторон, а также удовлетворить потребности более широкого международного сообщества. Это непросто и предполагает готовность к диалогу, сотрудничеству и компромиссу на почти беспрецедентном уровне.

Такой процесс должен начинаться с обеспечения соблюдения фундаментальных показателей рынка, особенно в отношении прочности резервов и долгосрочной устойчивости текущих уровней производства.

Следует также признать достоинства той или иной формы международной политики ценообразования на нефть, такой как механизм ценового коридора ОПЕК, который направлен на удержание цены нашей Базовой корзины из семи видов сырой нефти в диапазоне 22–28 долларов США за баррель. Это сочетает в себе потребность в гибкой политике, которая может выдерживать разумные ежедневные колебания цен, с политикой, которая устанавливает диапазон цен, который уравновешивает потребности производителей и потребителей.

И этот процесс должен учитывать роль нефти в решении вопросов, вызывающих более широкое беспокойство человечества, таких как удовлетворение требований устойчивого развития, в результате чего промышленность будет производить более чистое и безопасное топливо, чтобы помочь сохранить окружающую среду и помочь в процессе искоренения бедности. .

Ставки высоки, потому что, по общему мнению, потребность в нефти будет расти в ближайшие десятилетия, и этот спрос должен быть удовлетворен полностью и своевременно. Исследования ОПЕК показывают, что мировой спрос на нефть вырастет на 41 процент до 107 миллионов баррелей в день в период 2000–2020 годов, и что будет расти зависимость от нефти ОПЕК из-за нашей большой базы запасов. Чтобы довести это масло до потребителя в переработанном виде, требуются огромные инвестиции. Для одной только нефти ОПЕК это оценивается почти в 100 миллиардов долларов к 2010 году и почти в 200 миллиардов долларов к 2020 году.Для более дорогой нефти, не входящей в ОПЕК, цифры намного выше.

Россия явно играет важную роль во всем этом, поскольку ее нефтяной сектор продолжает курс на реструктуризацию и расширение.

Порядок и стабильность в нефтяном секторе важны не только для этого углеводорода, но и для газа. Это происходит из-за связи между ценами на нефть и газ на основных потребительских рынках, в результате чего, если цены падают на нестабильном рынке нефти, они, вероятно, снизят цены на газ вместе с ними.Таким образом, аргументы в пользу обеспечения стабильной структуры мировых цен на нефть в любое время находят дополнительную ценную поддержку.

ОПЕК, как и Россия, имеет прочную базу в газовой отрасли, хотя в центре внимания нашей Организации находится рынок нефти. Наши страны-члены обладают почти половиной мировых доказанных запасов природного газа, при этом Исламская Республика Иран и Катар занимают второе и третье место, соответственно, в мировом рейтинге после России. Алжир и Индонезия также уделяют большое внимание газовой отрасли в своей углеводородной деятельности.

Производители газа разделяют многие из основных проблем нефтедобывающих компаний в обеспечении того, чтобы они могли полностью и своевременно удовлетворять спрос. Согласно прогнозам, спрос на газ будет расти быстрее, чем спрос на нефть, хотя и с более низкой базы. Это источник коммерческой энергии, который больше всего нравится защитникам окружающей среды, а также он является надежным и высокоэффективным источником выработки электроэнергии. Снижаются и производственные затраты.

Но транспортировка газа остается дорогой, несмотря на большие успехи, достигнутые в области сжиженного природного газа, которые, как ожидается, превратят его из регионального топлива в глобальное.Кроме того, законодательство о либерализации энергетических рынков, особенно в Европейском Союзе, было принято без должного учета давних соглашений с поставщиками газа.

Эти и другие проблемы, влияющие на газовый сектор, теперь могут найти отражение в недавно созданном Форуме стран-экспортеров газа, который стал местом встречи многих ведущих мировых производителей газа, включая Россию и семь членов ОПЕК. Тот факт, что в состав этого форума входят крупные производители как из нефтяного, так и из газового секторов, несомненно, будет способствовать достижению гармонии в нефтяной отрасли, что принесет пользу всем нам.

Уважаемые дамы и господа,

Эта речь была посвящена России, принимающей стране, и ОПЕК, Организации, которую я представляю, а также связям между нефтегазовым сектором, в которых обе стороны принимают активное участие. Некоторым из этих связей присуща собственная динамика, тогда как другие нуждаются в постоянной поддержке посредством сотрудничества. Важно то, что мы должны своими действиями обеспечить, чтобы потребности мирового сообщества в энергии удовлетворялись удовлетворительным образом как сейчас, так и в будущем.

Спасибо.

Россия не может решить газовый кризис Европы с приближением зимы

Дина Хренникова и Елена Мазнева, 23.09.2021

МОСКВА (Bloomberg) — Худший энергетический кризис в Европе за последние десятилетия может затянуться до самых холодных месяцев, поскольку Россия вряд ли увеличит поставки по крайней мере до ноября.

ПАО «Газпром» в это время года добывает больше всего газа за более чем десятилетие, но дополнительная добыча остается дома. России необходимо пополнить свои хранилища, которые были сильно истощены после долгой и холодной зимы и начали кампанию по накоплению запасов, которая продлится до октября. Только тогда он сможет поступать в Европу больше, согласно данным Wood & Co. в Citigroup Inc.

.

Внутренние ограничения возникают из-за того, что главный покупатель в Европе сталкивается с газовым кризисом, а цены бьют рекорды.Это побудило Международное энергетическое агентство призвать Россию сделать больше для увеличения поставок, в то время как группа европейских законодателей попросила провести расследование роли «Газпрома» в росте цен. США заявили, что кризис вызывает опасения по поводу рыночных манипуляций.

«Нацелен на внутренний рынок», и «Газпром» стремится избежать дестабилизации российских поставок, несмотря на перспективу рекордной прибыли за рубежом, — сказал Ильдар Давлетшин, аналитик Wood. «У« Газпрома »не так много дополнительных свободных мощностей, чтобы сразу наращивать добычу.”

Ограниченные российские поставки лишают Европу топлива, необходимого для восполнения собственных запасов до зимы. Поскольку отопительный сезон начнется всего через несколько недель, потребители не смогут избавиться от заоблачных цен, поскольку острая конкуренция с Азией за грузы сжиженного природного газа усугубляет кризис.

Склады «Газпрома» в России были заполнены всего на 16% в конце прошлой зимы, а их выработка значительно превышает обычные 35-40%, согласно расчетам Bloomberg с использованием данных компании.Газовый гигант планирует завершить заполнение своих российских хранилищ к 1 ноября, и «после этого любые избыточные объемы могут быть доступны для европейского рынка», — говорится в сообщении Citigroup.

Производитель заявил на прошлой неделе, что он вкладывает 325 миллионов кубометров газа в день в российские запасы, почти столько же, сколько он ежедневно отправляет в Западную Европу. Высокий внутренний спрос во время суровой зимы привел к истощению хранилищ, в то время как летние волны тепла привели к увеличению использования газа для электростанций, а ряд других крупных российских производителей сократили поставки.

«Им необходимо заполнить собственное хранилище», — заявил на этой неделе Дидье Холло, заместитель генерального директора французского заказчика Engie SA, отказавшись комментировать вопрос о том, просила ли Engie «Газпром» предоставить дополнительные объемы.

Uniper SE, еще один крупный европейский клиент, получает «максимальные объемы из России», по словам его коммерческого директора Ника Ден Холландера. «Европа потеряла значительную часть внутреннего производства за последние пару лет, поэтому безопасность поставок, а также доступность теперь будут более важными», — сказал он в интервью в Дубае.

Российская компания планирует прокачать более 510 миллиардов кубометров газа в этом году и прогнозирует экспорт в Европу, включая Турцию, на уровне около 183 миллиардов кубометров, хотя аналитики предполагают, что фактические потоки могут быть выше.

«Газпрому» также необходимо удовлетворить спрос со стороны клиентов за пределами Европы, объем поставок в Турцию в этом году увеличится более чем вдвое. Кроме того, он отправляет газ в Азию с месторождений в Восточной Сибири, которые не могут использоваться для поставок в Европу, поскольку они не связаны с трубопроводной системой компании, идущей на запад.

Запись потоков

Поставки из России в Китай по трубопроводам в первом полугодии утроились по сравнению с прошлым годом, и ожидается, что этот рост будет продолжаться, при этом «Газпром» планирует поставлять до 38 миллиардов кубометров в год азиатским потребителям по трубопроводу.

У «Газпрома» есть резервные мощности для покрытия всплесков спроса, например, во время резких похолоданий — почти 150 миллиардов кубометров в годовом исчислении, заявил на прошлой неделе генеральный директор Алексей Миллер. По его словам, каждый год этот буфер необходим «на три, пять или 10, может быть, 12 дней».Он не обязательно доступен постоянно или в течение длительного времени.

В пресс-службе «Газпрома» отказались комментировать краткосрочные планы добычи и возможность выхода на зимний уровень добычи раньше. По словам Давлетшина из Вуда, размер компании может усложнить задачу — с вероятной задержкой во времени между решением на высшем уровне о производстве или экспорте и его фактической реализацией.

Договорные обязательства

«Газпром» заявил, что выполняет все договорные обязательства за рубежом и стремится удовлетворить дополнительный спрос «там, где это возможно».Но группа европейских законодателей призвала Европейскую комиссию исследовать роль компании в стремительном росте рынка, заявив, что они подозревают, что она задерживает немного топлива, чтобы оказать давление на ЕС с целью ускорить получение разрешений на строительство нового российского газопровода «Северный поток-2».

МЭА также заявило на этой неделе, что Россия «могла бы сделать больше для увеличения доступности газа в Европу», в то время как министр энергетики США Дженнифер Гранхольм заявила, что Европа и Америка должны быть готовы «встать», когда есть страны-производители энергии, которые могут «Манипулирование предложениями ради собственной выгоды.”

Любое возможное снижение цен в ноябре будет зависеть не только от России, но и от зимних температур в Европе и поставок от других производителей, таких как Норвегия, чей обильный сезон полевых работ подходит к концу. Наличие грузов СПГ также будет важным фактором.

«Газпром» «не может махнуть волшебной палочкой и доставить дополнительный газ в любую точку Европы, которая требует этого в короткие сроки», — сказал Виталий Ермаков, старший научный сотрудник Оксфордского института энергетических исследований.«Как бы« Газпром »ни старался, он не может в одиночку сбалансировать такой огромный рынок, как Европа».

Газовые рынки Европы достигли необычной турбулентности — и взоры обращаются на Москву

Обычно в это время года энергетические компании по всей Европе доливают свои резервуары, заменяют старые провода, заключают контракты на газ и выполняют своего рода текущее обслуживание, необходимое для подготовки к предстоящей зиме.

В этом году все по-другому.

Цены на природный газ очень высоки; резервы сильно уменьшаются; зима не за горами; а торговцы энергоресурсами, наблюдатели за политикой и региональные эксперты начинают нервничать. И они смотрят в сторону Москвы, где крупнейший поставщик газа в Европе, российский государственный газовый гигант «Газпром», уже прочно удерживает позиции на рынке.

И эта хватка усилится с приближающимся завершением строительства подводного газопровода «Северный поток-2» стоимостью 12 миллиардов долларов.

«Дефицит может быть вызван рядом причин — коммерческий интерес, ограничения поставок на внутреннем рынке, политические интересы, побуждающие Европу ускорить одобрение« Северного потока-2 », — сказал Аура Сабадус, старший специалист по энергетике. журналист лондонской Independent Commodity Intelligence Services

«И, возможно, [это] старая добрая позиция России, чтобы усилить сообщение о том, что Европа продолжает оставаться зависимой от российского газа, несмотря на рост в США.S. [сжиженный природный газ] в последние годы », — сказала она в электронном письме на RFE / RL.

:« Есть ли здесь политический элемент? На самом деле это очень трудный вызов », — сказал Грэм Фридман, главный аналитик Wood MacKenzie, консалтинговой компании в области энергетики из Эдинбурга.

« Газпром »не сразу ответил на электронные письма с просьбой прокомментировать ситуацию.

Запасы газа в Европе в настоящее время составляют лишь немногим более одной шестой от уровня, который они обычно имеют в это время года. (файл фото)

Запасы природного газа в Европейском Союзе намного ниже нормального уровня для этого времени года.Частично это связано с необычно холодными поздними зимами и ранней весной, что означало сокращение сезона пополнения запасов.

В этом году поставки составляют около 12 процентов по сравнению с 64 процентами в прошлые годы, по словам Марии Шагиной, научного сотрудника и исследователя политических рисков Центра восточноевропейских исследований при Цюрихском университете. В Германии газовые хранилища занимают всего 50 процентов по сравнению с предыдущими годами.

Это может поставить ЕС в опасное положение перед наступлением зимы, если хранилища не заполнятся к октябрю, когда закончится сезон пополнения запасов.Сама Россия также стремится заполнить собственные хранилища перед зимним сезоном.

«Поскольку газовые хранилища обычно заполняются летом перед осенним отопительным сезоном, ситуация стала тревожной для европейцев», — сказала Шагина.

Нехватка запасов привела к резкому скачку цен; В прошлом месяце цены на газ в ключевой торговой точке в Нидерландах достигли 17-летнего рекорда.

Текущие цены на газ примерно в три раза выше, чем они были на тот момент в 2019 году, сказал Фридман; и в пять раз по сравнению с прошлым годом, когда пандемия COVID-19 замедлила или остановила большую часть промышленного производства.

Сжиженный природный газ или СПГ из Северной Америки обычно помогает увеличить поставки в Европу. Однако в этом году большая часть этого была направлена ​​в Азию, где цены еще выше; по некоторым параметрам на 80% выше, чем в Европе.

«Идеальный шторм»

Катя Яфима, старший научный сотрудник Оксфордского института энергетических исследований, назвала сочетание факторов, сдерживающих рынки: стихийные бедствия, технические сбои на многих заводах СПГ, холодная зима и рост цен. в промышленном спросе по мере оживления экономики после закрытия COVID-19.

«Объединившись сразу, [они] создали идеальный шторм, когда в мире не хватает газа», — сказала она. «Предложение Газпрома — один из многих факторов».

Вид с воздуха на трубопроводы газоперерабатывающего предприятия Газпрома в российской Арктике. (файл фото)

При нормальной рыночной экономике можно было бы предвидеть, что крупный поставщик газа воспользуется высокими ценами, заключив больше контрактов, что приведет к увеличению доходов.

В случае «Газпрома», однако, это будет связано с использованием того, что долгое время было его основной экспортной трубопроводной сетью: украинской.

В этом году у «Газпрома» нет, и, по мнению экспертов, однозначного объяснения этому нет.

Nord Stream 2

Однако в Украине, которая почти два десятилетия борется с Россией по поводу поставок газа и платы за транзит, объяснение многим совершенно ясно.

«Даже без завершения« Северного потока-2 »мы уже видим, кто поднимает цены на газ в Европе», — заявил президент Украины Владимир Зеленский на пресс-конференции 22 августа во время визита канцлера Германии Ангелы Меркель.«Проект выгоден только России».

Россия в течение многих лет пыталась уменьшить свою зависимость от украинских сетей, в основном из-за последствий революции на Майдане 2014 года в Киеве. Таким образом, стремление обойти Украину с помощью подводных трубопроводов как в Балтийском, так и в Черном морях.

По данным Исследовательской службы Конгресса, до открытия «Северного потока-1» в 2011 году около 80 процентов экспорта российского газа в Европу шло через Украину. В 2019 году этот показатель упал примерно до 45 процентов.

Украина категорически против строительства «Северного потока-2», который удвоит общую мощность всего комплекса «Северный поток». Это в основном из-за доходов от транзита, которые она может потерять, если российский газ обойдет ее, но также из-за опасений, что Москва может прекратить поставки напрямую на Украину — что уже случалось в прошлом.

В 2020 году Украина получила около 2,1 миллиарда долларов доходов от транзита российского газа.

крупнейшим союзником Украины в борьбе за блокирование Северного потока 2 были США.Строительство, начавшееся в 2015 году, шло быстрыми темпами при администрации президента Дональда Трампа, даже когда Конгресс принял несколько санкционных мер, чтобы попытаться заблокировать его, и Госдепартамент открыто выступил против этого.

В мае преемник Трампа Джо Байден разозлил республиканцев в Конгрессе и удивил украинцев, когда решил отменить введение санкций в отношении ключевых компаний, участвовавших в строительстве. Это расчистило путь к завершению проекта.

Решение Байдена было принято после переговоров с Меркель, которая не согласилась с позицией Америки, утверждая, что увеличение объема российского газа для промышленных потребителей Германии и европейских рынков не обязательно сделает Европу более зависимой от российских политических прихотей.

Меркель также пообещала подтолкнуть Москву к продлению существующего контракта на поставку с Киевом, который должен истечь в 2024 году — попытка успокоить недовольство Украины одобрением Северного потока.

Канцлер Германии Ангела Меркель (слева) и президент Украины Владимир Зеленский после встречи в Киеве в начале этого месяца.

Несмотря на то, что «Северный поток 2», известный также как NS2, был почти завершен, на этой неделе произошел значительный скачок скорости, когда немецкий суд отклонил аргумент операторов о том, что трубопровод был завершен в финансовом, если не физическом отношении, и, следовательно, не был обязан соблюдать правила ЕС, направленные на обеспечение конкуренции на энергетических рынках блока.

Правила, принятые в 2019 году, включают требование «разделения» на производство, транспортировку и торговлю газом в Европейском Союзе, запрещая одной единственной компании использовать исключительно свои собственные трубопроводы для транспортировки собственного газа. Газпром выступает против передачи контроля.

Немецкий регулирующий орган BNetzA рассматривает один из компонентов этих правил и может принять решение к началу следующего года, если не раньше.

Играете на рынке?

По оценкам экспертов, признаков невыполнения «Газпромом» контрактов по долгосрочным поставкам нет.Однако компания, похоже, не желает поставлять качели, несмотря на привлекательность высоких цен.

«Добыча Газпрома в этом году оставалась высокой, и компания выполнила все свои договорные обязательства по поставкам в Европу», — сказал Яфима в сообщении RFE / RL. «Я считаю, что« Газпром »извлек выгоду из ограниченного рынка, но он не злоупотреблял им и не манипулировал им».

Другие аналитики предположили, что «Газпром» может приостановить поставки с европейских рынков, чтобы оказать повышательное давление на цены, что, в свою очередь, приведет к росту цен на электроэнергию, что рассердит крупных промышленных потребителей.

Хранилища в Ленинградской области России, которые являются отправной точкой для морского газопровода «Северный поток — 2». (файл фото)

Это, в свою очередь, может привести к тому, что влиятельные немецкие промышленные предприятия будут лоббировать правительство Германии с целью ускорить процесс выдачи разрешений, чтобы ускорить работу «Северного потока-2».

«Эта геоэкономическая стратегия, похоже, используется для оказания дополнительного давления с целью ускорения сертификации NS2», — сказала Шагина RFE / RL.

«Газпром просто хочет запустить NS2», — сказал Фридман.«Я не уверен, является ли цель огорчить немецких промышленников. И дело не только в Германии, но и в европейских промышленниках в более широком смысле».

Если окажется, что «Газпром» манипулирует рынками, намеренно подталкивая цены вверх каким-то монополистическим образом, это станет серьезной политической проблемой, сказал Фридман.

«В случае разоблачения это обнажит те самые проблемы, на которые Соединенные Штаты жаловались последние несколько лет, что« Газпром »использует энергию в качестве инструмента, а не только в энергетическом секторе», — сказал он.