Министерство Энергетики

Арктический нефтегазоносный шельф России на этапе смены мирового энергетического базиса

Валентин НАЗАРОВ
Главный научный сотрудник
АО «ВНИГРИ-Геологоразведка»
(г. СММедведеваСанкт-Петербург, Россия),
профессор, д. э. н.
e-mail: nazarovvi2012@yandex.ru

Олег КРАСНОВ
Главный научный сотрудник
АО «ВНИГРИ-Геологоразведка»
(г. Санкт-Петербург, Россия),
профессор, д. э. н.
e-mail: KrasnovOS@rusgeology.ru

Людмила МЕДВЕДЕВА
Заведующая сектором
ГЭО ресурсов нефти и газа
АО «ВНИГРИ-Геологоразведка»
(г. Санкт-Петербург, Россия), к. э. н.
e-mail: lyudmila.v.medvedeva@mail.ru

Современный этап развития мировой экономики характеризуется наметившимися тенденциями смены энергетического базиса. Провозглашенная декарбонизация, широкомасштабные усилия по замене углеводородных источников энергии возобновляемыми вызывают необходимость тщательного анализа значимости наиболее эффективных на сегодняшний день видов топлива – нефти и газа в мировом топливно-­энергетическом балансе и оценки влияния наметившейся тенденции на российский нефтегазовый комплекс.
Россия обладает мощной сырьевой базой, позволяющей полностью обеспечивать собственные потребности в нефти и газе и занимать одну из главенствующих позиций на глобальном рынке энергетического сырья. Вместе с тем, происходящие в последние годы изменения в мировом энергопотреблении представляют новые, значительно более строгие требования к углеводородным ресурсам страны, которые должны обеспечить ее конкурентоспособность по сравнению с другими видами энергетического сырья и альтернативными источниками энергии [1].
Нефть и газ в современных реалиях постепенно утрачивают статус стратегических ресурсов, и их преимущество, как источников первичной энергии, должно определяться, прежде всего, экономическими факторами. Дешевые углеводороды могут надолго остаться базовыми энергоносителями, однако их роль как источника богатой нефтегазовой ренты сокращается.
По поводу дальнейшей судьбы мировой нефтяной промышленности существуют различные точки зрения. Высказываются предположения, что она утратит свои позиции в первой трети века и в целом этот век будет веком газа. По самым радикальным взглядам мировая энергетика вообще откажется к концу века от органического топлива.
Наиболее остро вопрос о долгосрочных перспективах добычи нефти стоит для России. Разведанные рентабельные запасы нефти в стране при сложившемся уровне цен по некоторым оценкам не превышают 10 млрд тонн, что явно недостаточно для длительного поддержания достигнутого уровня добычи.
Большие проблемы существуют и в газовой промышленности. Россия обладает огромной газовой сырьевой базой. При этом значительный объем добываемого газа поставляется на экспорт. Возникший в последнее время на мировых рынках избыток его предложения, так же, как и нефти, привел к тому, что цены на углеводороды находятся на низком уровне, и рентабельность разработки даже крупных месторождений снижается. По этой причине многие газовые месторождения находятся в длительном простое.
Очевидно, что в условиях обострения конкурентной борьбы на нефтяных и газовых рынках и тенденции замещения углеводородов альтернативными источниками энергии стратегические решения по масштабам и темпам освоения энергоресурсов должны приниматься, прежде всего, на основе экономической оценки входящих в ее состав нефтегазовых объектов на всех стадиях их изучения и освоения.
При обосновании стратегии освоения углеводородных ресурсов арктического шельфа [2] необходимо учитывать имеющиеся в стране альтернативные источники углеводородов, которые по своим масштабам могут конкурировать с арктическими ресурсами. Все конкурирующие источники углеводородных ресурсов можно условно разделить на шесть групп (табл. 1).

Таблица 1. Стратегические направления освоения углеводородной сырьевой базы России

Ресурсный потенциал некоторых из этих направлений примерно соизмерим, но эффективность поисков и разведки месторождений в них будет существенно различаться.
Рассмотренные в таблице направления освоения углеводородной базы можно разделить по срокам реализации включенных в них групп ресурсов на среднесрочные и долгосрочные.
К первому среднесрочному направлению реализации относятся группы ресурсов, не требующие больших объемов инвестиций. Их промышленное освоение может быть обеспечено за счет внедрения отечественных или зарубежных инновационных технологий и применения налоговых льгот.
В составе первого направления могут рассматриваться группы мелких, низкодебитных, глубокопогруженных залежей, расположенных в старых нефтедобывающих районах с развитой инфраструктурой. Геологоразведочные работы здесь малоэффективны, поскольку приводят к открытию мелких месторождений, запасы которых не превышают 1 млн т нефти. Например, в Западной Сибири в последние годы открыто более 200 новых месторождений, которые оказались нерентабельными при цене нефти менее 100 долл./барр. [1]. Однако в перспективе развитие новых технологий извлечения углеводородов и налоговые льготы могут повысить инвестиционную привлекательность таких объектов и стимулировать их вовлечение в промышленный оборот.
Аналогичные условия реализации требуются и для вовлечения в разработку невостребованных запасов открытых месторождений нефти и газа. Большинство этих месторождений тоже располагается в районах с развитой нефтегазодобычей и не нуждается в крупных инфраструктурных инвестициях.
Еще одно направление освоения углеводородов, не требующее огромных инвестиций, связано с повышением нефтеотдачи пластов. Повышение коэффициента нефтеотдачи с 28 до 40 % (как предусмотрено в Энергетической стратегии до 2035 года) позволит дополнительно ввести в промышленный оборот по различным экспертным оценкам от 12 до 15 млрд тонн нефти. Однако объем вводимых в промышленный оборот нефтегазовых ресурсов первого направления существенно ниже, чем в группах ресурсов второго направления, освоение которого требует применения новых, в ряде случаев, еще не опробованных на практике технологий и огромных объемов инвестиций со сроками окупаемости, исчисляемыми десятками лет.
Не потеряло свою актуальность направление по вовлечению и разведке месторождений нефти и газа в новых малообустроенных районах. Согласно последней оценке прогнозных ресурсов, в этих районах прогнозируется до 28 млрд т геологических ресурсов нефти и 53 трлн кубометров газа. Реализация этого потенциала требует выделения крупных инвестиций в обустройство месторождений, промышленную и транспортную инфраструктуру.
Как одно из новых главных конкурирующих с шельфом направлений развития углеводородной сырьевой базы России, можно рассматривать сланцевые ресурсы. По экспертным оценкам, объем извлекаемых ресурсов сланцевой нефти в стране составляет порядка 10 млрд т [6]. При этом разведанные запасы этой формации пока исчисляются десятками миллионов тонн, не изучены и огромные ресурсы сланцевого газа. Рентабельность разработки этого вида ресурсов пока не оценена.
В этих условиях очевидно, что шельфовые проекты для их промышленного продвижения должны иметь лучшие технико-­экономические показатели по сравнению с альтернативными сухопутными проектами.
При оценке углеводородной сырьевой базы России необходимо также учитывать и нетрадиционные виды углеводородного сырья. Геологические ресурсы этой группы углеводородов намного превышают традиционные скопления нефти и газа в России (табл. 2).

Таблица 2. Оценка нетрадиционных видов углеводородного сырья по приоритетности освоения

Исходя из имеющихся технологий, можно выделить группу возможно рентабельных для промышленного освоения участков, в которую входят природные битумы, метан угольных пластов, горючие сланцы и нефть низкопроницаемых сланцев. Для этой группы углеводородов существуют или реальные, или опытно-­промышленные технологии разработки, и вовлечение их в разработку определяется лишь конъюнктурой рынка и рентабельностью разработки.
Что касается сланцевого газа, то, учитывая возможность традиционной сырьевой базы природного газа, реальные сроки его промышленного использования просматриваются в весьма отдалённой перспективе.
Последняя группа нетрадиционных углеводородов, включающая газовые гидраты и водорастворённые газы, в настоящее время может рассматриваться как объект научного изучения. Реальных технологий разработки этих видов ресурсов пока не существует. Однако в некоторых странах, не имеющих в своём распоряжении углеводородной сырьевой базы, в частности, в Японии, научные изыскания по разработке соответствующих технологий проводятся.
Не следует забывать еще об одном перспективном источнике энергии – водороде. Технология его использования пока находится на начальном исследовательском этапе, но при успешном решении технических и экономических проблем этот источник энергообеспечения вполне может занять ведущее место на рынках энергетического сырья.
Краткий обзор традиционных и нетрадиционных видов углеводородного сырья, а также альтернативных источников энергии показывает, что в долгосрочной перспективе масштабы и темпы их использования будут зависеть от ряда факторов, среди которых главенствующее значение на разных этапах развития могут иметь различные сочетания геологических, технологических, экологических, экономических и политических факторов.
В зависимости от изменения влияния перечисленных факторов будут меняться темпы и масштабы ввода в промышленный оборот арктического нефтегазоносного шельфа России.

Геологический фактор

Углеводородная база арктического шельфа на современном этапе ее изученности рассматривается преимущественно как газоносная. Из суммарного углеводородного потенциала, превышающего в пересчете на жидкие углеводороды 50 млрд тонн, на нефть приходится чуть более 10 %. При этом более половины ресурсов нефти приходится на Печорское море (54,8 %) и треть – на Карское. Большая часть ресурсов газа прогнозируется в Карском море (60,6 %) и в Баренцевом море (33,3 %) (рис. 1).

Рис. 1. Распределение прогнозных извлекаемых ресурсов нефти и газа по морям арктического шельфа

Освоенность Арктики чрезвычайно мала. В настоящее время в её пределах выявлено 23 месторождения – 4 нефтяных, 8 газовых, 1 нефтегазовое, 8 газоконденсатных, 2 нефтегазоконденсатных. Большинство выявленных месторождений по действующей классификации относится к уникальным и крупным.
В промышленной разработке находится лишь Приразломное нефтяное месторождение (добыча осуществляется с помощью морской ледостойкой стационарной платформы) и Юрхаровское газоконденсатное месторождение (добыча ведется с берега горизонтальными скважинами). Остальные месторождения длительное время находятся в ожидании доразведки и промышленного обустройства (табл. 3).

Таблица 3. Геологические характеристики месторождений арктического шельфа России

Категория крупности извлекаемых запасов УВ
по классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов:
У – уникальные (более 300 млн т нефти или 300 млрд м3 газа);
К – крупные (от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 300 млрд м3 газа);
С – средние (от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м3 газа);
М – мелкие (от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м3 газа);
ОМ – очень мелкие (менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м3 газа).


2 Месторождение находится за пределами зоны технической доступности.
3 Морское продолжение месторождения суши.
4 Находится в разработке.
5 Месторождение открыто в 2020 г., запасы на баланс еще не поставлены.

Разведанность нефтяной ресурсной базы арктического шельфа составляет всего около 10 %, газовой – порядка 20 %. Большинство открытых месторождений имеет невысокую степень изученности и нуждаются в доразведке.

Технологический фактор

Одним из главных условий, определяющих возможности вовлечения арктической углеводородной базы в промышленный оборот, является техническая доступность нефтегазовых месторождений для разведки и разработки.
Техническая доступность углеводородных объектов зависит от следующих основных факторов:
ледовые условия;
глубина моря в районе месторождения;
удаленность от береговой линии;
наличие технологий для освоения месторождений.
Ледовые условия являются одним из лимитирующих факторов, ограничивающих доступ к ресурсам. При значительной толщине льда и глубинах моря более 50 м арсенал технических решений, связанных с освоением морских нефтегазовых месторождений и отчасти с проведением геологоразведочных работ, ограничен, поскольку при сильных динамических нагрузках, обусловленных подвижками мощных ледовых полей, практически неприменимы любые технологические решения, базирующиеся на использовании самоподъемных и полупогружных платформ. Использование гравитационных платформ по техническим и экономическим соображениям также ограничено глубинами моря 50 метров. При больших глубинах возрастают до неприемлемого уровня чисто технические риски эксплуатации подобных оснований и резко увеличивается стоимость их строительства. Данное обстоятельство сужает технически доступную для промышленного освоения нефтегазоносную зону.
Определенные технологические проблемы сопряжены и с освоением мелководной части шельфа (глубины менее 5–10 м), где ограничения по использованию гравитационных платформенных оснований связаны с их транспортировкой до точки установки, а также с организацией транспорта добываемой продукции. Одним из технических решений здесь может служить использование насыпных искусственных сооружений (искусственных островов) с ледовой защитой этих оснований. Для прибрежных морских месторождений в качестве возможного технического решения могут рассматриваться варианты проведения глубокого бурения и освоения месторождений с берега посредством использования наземного бурового оборудования и бурения скважин со значительным отходом от вертикали (по аналогии с проектами на Сахалинском шельфе и в Обской губе).
На сегодня апробированных технических решений, связанных с освоением углеводородного потенциала на глубинах моря более 50 м в условиях сложной ледовой обстановки, в мировой практике не существует. Прорабатываются отдельные элементы технических решений для подобных условий, однако не ясны ни сроки их реализации, ни степень полноты и комплексности решений, которые требуются в подобных физико-­географических условиях. Это не позволяет оценить не только технологическую эффективность подобных разработок, но и охарактеризовать их капиталоемкость и объем эксплуатационных затрат, без чего геолого-­экономическая оценка проектов невозможна.
Острота отмеченной проблемы относится в первую очередь к формированию эксплуатационного фонда скважин, поскольку при современном уровне развития технологий и технического оснащения специализированных буровых платформ строительство поисково-­разведочных скважин с их полноценным испытанием гарантированно осуществляется в течение 2–3 месяцев, то есть в безледовый период.
Частичное решение проблемы промышленного обустройства месторождений в условиях сплошного ледового покрова возможно при реализации технологий, основанных на подводном заканчивании эксплуатационных скважин, их подводном обустройстве с использованием манифольдов и подключением этой части эксплуатационного фонда (добывающие и нагнетательные скважины) к производственно-­технологическому комплексу, расположенному на технически доступных глубинах (гравитационная платформа или искусственное насыпное сооружение, естественное основание – остров или материк). Однако данные технологические решения имеют пространственные ограничения, связанные с максимальной допустимой протяженностью подводных магистралей, что обусловлено потерями давления в них. Например, максимальная протяженность для газовых объектов, достигнутая в уникальном проекте «Сноувит» («Белоснежка», Норвегия), составляет 143 км (многофазный поток доставляется непосредственно на берег, на завод СПГ). Такое решение требует использования уникального и дорогостоящего оборудования, исключающего дифференциацию пластовой продукции на газовую и жидкую фазы в процессе их движения по трубе. Для нефтяных объектов возможные расстояния доставки продукции ограничены максимум 20–30 километрами.
Каждое из технико-­технологических решений по обустройству нефтегазовых объектов имеет свое экономическое выражение, зависящее от типа платформы или основания (берег, искусственный остров, платформа на ферменном основании или гравитационная ледостойкая платформа, полупогружная платформа и т. д.). Эти объекты различаются как по стоимости, так и по объему эксплуатационных затрат. Затраты на их сооружение в значительной мере предопределяют объем общей инвестиционной нагрузки, ее динамику во времени и рентабельность проекта.
Таким образом, при оценке реального углеводородного потенциала шельфовой ресурсной базы необходимо учитывать существующие или перспективные технические средства, обеспечивающие доступность нефтегазовых объектов для глубокого бурения и последующего освоения. Ресурсная база, выходящая за пределы зоны технической доступности, должна рассматриваться как технически недоступная, и ее ресурсный потенциал следует исключать при формировании перспективных программ и планов развития шельфовых добычных проектов.

Транспортный фактор

Важная особенность арктического шельфа, требующая учета при оценке его экономической значимости – транспортная доступность нефтегазовых объектов.
При решении транспортных проблем необходимо рассмотрение нескольких возможных вариантов:

  1. Организация транспорта добываемой продукции непосредственно с эксплуатационной платформы (отгрузка нефти или конденсата с платформы на танкеры – линейные или челночные – и ее доставка непосредственно на рынки сбыта, как это реализовано в проекте освоения Приразломного месторождения в Печорском море, сжижение газа непосредственно на добывающей или расположенной рядом технологической платформе и отгрузка непосредственно СПГ). Вариант танкерной вывозки продукции в условиях сложной ледовой обстановки потребует строительства специализированного флота нефтеналивных или СПГ-танкеров ледового класса, которые существенно сложнее в технической части и значительно дороже традиционных «неледовых» судов. Флот таких танкеров может исчисляться десятками единиц – в зависимости от направлений поставки и их объемов и, соответственно, потребует огромных материальных и финансовых ресурсов.
  2. Организация транспортировки продукции до берега с использованием системы трубопроводов и интеграция морской транспортной инфраструктуры в существующую или вновь создаваемую береговую транспортную инфраструктуру (по аналогии с Сахалинскими проектами или проектами освоения месторождений Обской и Тазовской губ на Карском шельфе). Такой вариант является наиболее реалистичным и для перспективных объектов глубоководной части шельфа Карского моря.
  3. Транспортировка газа с промыслов на берег, его сжижение на берегу и поставки потребителям с использованием танкерного флота – такой вариант реализуется компанией «НОВАТЭК» в рамках проекта «Ямал-­СПГ» на базе Южно-­Тамбейского сухопутного газового месторождения, где в качестве субподрядчика по оказанию транспортных услуг задействованы танкерные мощности «Совкомфлота».
    Выбор оптимального варианта транспортировки должен осуществляться на основе технико-­экономических расчетов.

Экологический фактор

Применяемые в условиях арктического шельфа технологии должны гарантировать абсолютную безопасность на всех этапах ведения работ. На случай возникновения чрезвычайных ситуаций и экологических происшествий в составе затрат на разработку месторождений должны быть зарезервированы средства на возмещение ущерба. Учитывая мировой опыт ликвидации аварий, связанных с разработкой морских месторождений, сумма страхового резерва может достигать миллиардов долларов.
Например, авария танкера Exxon Valdez у берегов Аляски в 1989 г. привела к разливу 260 тысяч баррелей сырой нефти и загрязнению 1600 км береговой линии. При этом компания Exxon потратила примерно 2 миллиарда долларов на очистку от разлива и еще 1 миллиард долларов на урегулирование связанных с этим гражданских и уголовных обвинений.
Из-за аналогичной аварии на буровой платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе, в результате которой в море вылилось около 5 млн баррелей нефти, компания BP понесла многомиллиардные затраты на устранение разлива и выплатила огромные штрафы (общий объем финансовых издержек компании, связанных с ликвидацией последствий аварии, превысил 60 млрд долларов). Из-за гигантских убытков, понесённых в результате происшествия, BP была вынуждена продавать активы по всему миру.
Учет подобных расходов в смете затрат шельфовых проектов может существенно влиять на их технико-­экономические показатели.
Следует отметить, что на сегодня в мире не существует эффективных технологий устранения аварийных разливов нефти или выбросов газа в условиях ледовой обстановки. Учитывая, что на арктическом шельфе ледовый покров сохраняется до 7–10 месяцев в году, данному аспекту следует уделять особое внимание.

Экономический фактор

Экономический фактор имеет решающее значение при обосновании темпов и масштабов освоения нефтегазовых ресурсов арктического шельфа.
Гигантские инвестиции, которые в долгосрочной перспективе потребуется направить на выявление, разведку и разработку месторождений нефти и газа арктического шельфа, а также на создание сопутствующей транспортной и промышленной инфраструктуры, должны быть компенсированы поступлением соответствующих нефтегазовых доходов. При этом величина дохода должна покрывать не только все виды издержек, но и включать в себя сверхприбыль, обусловленную наличием высоких геологических, климатических, экологических и экономических рисков, связанных с работами на арктическом шельфе.
Из открытых на арктическом шельфе месторождений лишь половина соответствует принятому условию рентабельности 10 %. К их числу относятся 2 крупных нефтяных месторождения – Приразломное (введено в эксплуатацию) и Долгинское. Еще 2 нефтяных месторождения – крупное Медынское-море и среднее по запасам Медынское – относятся к низкорентабельным. Суммарные рентабельные запасы нефти на арктическом шельфе на сегодняшний день не превышают 314 млн т, что не позволяет пока рассматривать этот регион как новую крупную сырьевую базу нефтяной промышленности.
В то же время рентабельные запасы газа арктического шельфа расположены в технически доступной для разработки зоне и сосредоточены в уникальных и крупных месторождениях. Их объем составляет 7,2 трлн кубометра (таблица 4).

Таблица 4. Основные экономические характеристики месторождений арктического шельфа России

6 Без учета морских продолжений месторождений суши, месторождений вне зоны технической доступности и мелких и средних по запасам месторождений.

Для оценки масштабов и экономической значимости углеводородной базы арктического шельфа важно иметь представление не только о разведанной ее части, но и о потенциальной ценности еще не выявленных прогнозируемых ресурсов нефти и газа. При этом необходимо учитывать фактор технической доступности этих ресурсов.
Результаты проведенных во ВНИГРИ расчетов [3, 4, 5] показывают, что при современном уровне развития техники и технологии из общего объема извлекаемых ресурсов нефти (5,2 млрд т) технически доступными являются порядка 3 млрд т, а рентабельными – менее 1 млрд т. Причем максимальный их объем приходится на Карское море – 0,5 млрд т против 0,4 млрд т на Печорском (табл. 5, рис. 2).
Суммарный чистый дисконтированный доход от освоения рентабельных ресурсов нефти составляет 513,3 млрд руб., в том числе по Печорскому морю – 190 млрд руб., Баренцеву морю – 16 млрд руб., Карскому морю – 307,3 млрд руб.
По газу соотношение извлекаемых и технически доступных ресурсов примерно такое же (27 из 49,2 трлн кубометров), однако к рентабельным относится большая часть технически доступных ресурсов – порядка 22 трлн кубометров (табл. 5, рис. 2).

Рис. 2. Распределение извлекаемых, технически доступных и рентабельных ресурсов нефти и газа по морям арктического шельфа

Наиболее крупный объем рентабельных ресурсов газа приходится на Карское море, что объясняется прогнозированием здесь уникальных газовых месторождений. На втором месте находится Баренцево море. При этом доля рентабельных ресурсов по этому морю значительно выше, чем по Карскому, что обусловлено более благоприятными природно-­климатическими условиями их локализации.
Возможный чистый дисконтированный доход от освоения рентабельных ресурсов газа на арктическом шельфе оценивается почти в 15 трлн руб. и распределяется в основном по Карскому (7,8 трлн руб.) и Баренцеву (6,8 трлн руб.) морям. По Печорскому морю величина этого показателя существенно ниже – 164 млрд руб. (табл. 5).

Таблица 5. Экономическая оценка ресурсов нефти и газа арктического шельфа

Доходность локальных нефтегазовых объектов на арктическом шельфе изменяется в широких пределах и зависит от сочетания их горно-­геологических и природно-­климатических характеристик.
При этом ценность единицы ресурсов газа аналогичных по величине локальных объектов оказывается существенно выше нефтяных.
Наиболее высокие значения по этому показателю характерны для газовых объектов с максимальными оценками ресурсов.
Минимальным требованиям рентабельности разработки (норма прибыли не менее 10 %) соответствуют только крупные и уникальные месторождения. Существенное влияние на рентабельность разработки месторождений оказывает возможное направление поставок газового сырья, так как газовые цены по внутренним поставкам существенно ниже экспортных. Соответственно, ориентация на экспортные поставки предопределяет более высокий уровень экономической оценки и, тем самым, повышение рентабельности газовой ресурсной базы.
В качестве отдельного фактора, влияющего на экономические показатели шельфовых проектов, выступает налоговая система. Льготы по налогам, введенные для шельфовых проектов, весьма существенно сказываются на полученных оценках, увеличивая объемы рентабельной ресурсной базы. При этом неизбежно снижаются доходы государства от вовлечения арктической углеводородной базы в промышленный оборот. В случае увеличения налоговой нагрузки произойдет снижение рентабельности углеводородных объектов и «перетекание» значительного их количества и соответствующей ресурсной базы, которую они представляют, из групп с высокими экономическими показателями в группы с более низкой эффективностью – в том числе и в группу нерентабельных.

Выводы

Россия, согласно современным геологическим представлениям, обладает на арктическом нефтегазоносном шельфе огромным потенциальным источником углеводородного сырья, преимущественно газового.
Существующая оценка углеводородной сырьевой базы позволяет в принципе рассчитывать на достижение здесь в долгосрочной перспективе максимального годового объема добычи нефти порядка 50–80 млн т, газа – 400–500 млрд кубометров.
Темпы и масштабы освоения арктического шельфа зависят от влияния целого комплекса внешних и внутрироссийских факторов.
Прежде всего, нужна ясность в сохранении роли нефти и газа как базовых источников энергии. От этого зависит конъюнктура мировых и внутренних энергетических рынков и востребованность арктических нефти и газа.
Следует подчеркнуть, что приемлемая рентабельность широкомасштабного промышленного освоения арктического нефтегазоносного шельфа возможна только при высоких ценах на нефть и газ (для нефти 80–100 долл./барр., для газа свыше 350 долл./тыс. кубометров).
Широкомасштабное освоение нефтегазовых месторождений арктического шельфа требует внедрения инновационных технологий на всех стадиях производственного процесса, включая поиски, разведку, разработку месторождений и доставку нефти и газа потребителям.
Необходимые для решения этой задачи инвестиции могут оказаться соизмеримыми с аналогичными вложениями, которые в свое время были направлены на создание Западно-­Сибирского нефтегазового комплекса.
Учитывая многочисленные инвестиционные риски, связанные с поисками, разведкой и разработкой нефтегазовых месторождений арктического шельфа и возможными осложнениями при реализации добытой продукции, необходима доработка стратегии поэтапного освоения его сырьевой базы с уточнением ее после завершения каждого этапа с учетом ситуации, складывающейся на рынках энергетического сырья.
В настоящее время освоение арктического шельфа находится на начальном подготовительном этапе. Для его завершения необходимо закончить региональное геологическое изучение нефтегазоносных территорий и выделить участки для подготовки перспективных структур. Это позволит закрепить за отечественными нефтяными компаниями участки недр, расположенные выше юрисдикции российской части шельфа. Одновременно должна продолжаться работа по созданию отечественных технологий разработки нефтяных и газовых месторождений в суровых ледовых условиях.
Решение о проведении последующих этапов освоения сырьевой базы арктического шельфа должны приниматься в зависимости от сложившейся конъюнктуры на мировом и внутреннем рынках энергетического сырья.