Миллиарды на шельфе. Россия наращивает запасы стратегического сырья

МОСКВА, 20 дек — РИА Новости, Надежда Сарапина. В 2023-м в России открыли 30 углеводородных месторождений, крупнейшие — на шельфе Каспийского моря и в Оренбургской области. Запасы нефти и конденсата могут увеличиться на 470 миллионов тонн и 630 миллиардов кубометров соответственно. Несмотря на снижение инвестиций в геологоразведку, найденное почти полностью покрывает расход энергоресурсов текущего года.Пополнение запасовКрупное месторождение — имени Р. У. Маганова — с запасами 8,4 миллиона тонн нефти и 136 миллиардов кубометров газа обнаружили специалисты «Лукойла» на шельфе Каспийского моря. Еще одно, среднее — имени В. П. Орлова — с 7,5 миллиона тонн нефти найдено «Газпром нефтью» в Оренбургской области. Остальные — мелкие или очень мелкие.По расчетам ведомства, к концу года углеводородные резервы страны пополнятся на 470 миллионов тонн нефти и 630 миллиардов кубометров газа. Эти объемы покрывают основную часть расходов 2023-го. Согласно оценке вице-премьера Александра Новака, общегодовая добыча нефти составит 527 миллионов тонн, а газа — 642 миллиарда кубометров.При этом затраты на геологоразведку оказались меньше ожидаемых. В начале года было заявлено 78,5 миллиарда рублей, однако на конец периода добывающие компании потратят около 63 миллиардов рублей — 80 процентов от плана. В 2022-м на это ушло 62,7 миллиарда.Эксперты связывают слабый рост с появлением проблем в отрасли. Так, ведущий эксперт Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков подчеркивает, что с уходом западных контакторов Россия вынуждена полагаться только на собственные силы. «Адаптация к санкциям требует больших денег, — отмечает он. — Приходится и обеспечивать себя флотом — нас пытаются зажать потолком цены, используя как раз стадию перевозки, — и заново выстраивать финансовые операции, и искать новых трейдеров, и вкладываться в импортозамещение. Если раньше можно было поручить бурение сервисной компании, то теперь нужно все обустраивать самим». Поэтому сейчас не лучшие времена для вложений в геологоразведку. Тем не менее компании тратят довольно много на это направление.© РИА Новости / Алексей Даничев | Перейти в медиабанкГазовый факел и буровая вышка морской нефтеперерабатывающей платформы «Приразломная»© РИА Новости / Алексей ДаничевПерейти в медиабанкГазовый факел и буровая вышка морской нефтеперерабатывающей платформы «Приразломная»Овчинка и выделкаАналитики объясняют, что обнаружение новых запасов не влияет на цену ресурса. С момента принятия инвестиционного решения о разработке до получения продукта пройдет в лучшем случае один-два года. «Так бывает, когда вокруг крупного скопления обнаруживают россыпь мелких», — поясняет Юшков. В этом случае остается только разбурить скважину и подключиться к уже существующей трубе. Сложнее с удаленными месторождениями. Для них приходится с нуля строить инфраструктуру, включая подъездные дороги, трубопроводы. На это уходит пять-семь лет работы.«Например, „Роснефть“ начала реализовывать проект „Восток ойл“ еще до пандемии коронавируса, а первые отгрузки начнутся в 2024-м. Инвестиционный цикл нефтяной отрасли продолжительный», — говорит эксперт.© РИА Новости / Алексей Даничев | Перейти в медиабанкМорская нефтедобывающая платформа «Приразломная»© РИА Новости / Алексей ДаничевПерейти в медиабанкМорская нефтедобывающая платформа «Приразломная»Новые месторождения нужны прежде всего для восполнения добываемых объемов. Если начинать разведку после естественного истощения старых запасов, возникнет длительный перерыв в производстве. Поэтому компании никогда не останавливают поиски.Объем средств на геологоразведку определяется в соответствии с ресурсной базой, которую необходимо восполнить, и предполагаемыми работами. «Все зависит от того, первичный ли это поиск, 2D- или 3D-сейсморазведка или бурение — самый дорогой метод», — рассказывает Юшков. К тому же для некоторых регионов очень важна сезонность. Перевозки в Восточную Сибирь осуществляют зимой, а бурение на арктическом шельфе возможно только в непродолжительный летний период — с июня максимум по октябрь.Времена такиеВ последнее время интерес к геологоразведочным работам снижается. Недропользователи не заинтересованы в развитии новых проектов на фоне сокращений добычи странами ОПЕК+. Негативно сказываются и скачки цен. За последний год тарифы на Urals колебались от 50 до 80 долларов за баррель. При таком разбросе компаниям сложно оценить выручку и срок окупаемости, уточняет Юшков.Другой ограничивающий фактор — ухудшение качества ресурсной базы по всему миру. То есть самые большие и удобные месторождения уже найдены, эксплуатируются и даже перешли в стадию естественного истощения. Каждое следующее либо далеко от инфраструктуры, либо имеет трудноизвлекаемые запасы, а значит, разрабатывать его дорого.«Приходится добывать в более сложных регионах, таких как Сибирь, Сахалин, Ямал, Гыдан и Таймыр, где на разведку нужно тратить больше. Сохранить объем финансирования на прежнем уровне непросто и из-за зависимости импортного обновления оборудования, доля которого до сих пор — 70-90 процентов. При этом средний размер открываемых месторождений в мире снижается. Сейчас он — всего около 14 миллионов тонн нефтяного эквивалента», — говорит доцент кафедры экономики РЭУ имени Плеханова Александр Тимофеев.В этой связи найденные запасы пощекочут нервы американским сенаторам, уверен кандидат экономических наук, доцент департамента логистики Финансового университета при правительстве России Александр Арский. В частности, по его словам, новые объемы будет легче направить на восток и использовать в совместных проектах с Казахстаном, Узбекистаном и Туркменистаном.© РИА Новости / Максим Богодвид | Перейти в медиабанкРабота нефтяных станков-качалок© РИА Новости / Максим БогодвидПерейти в медиабанкРабота нефтяных станков-качалок