Обложка журнала

   

УДК 338:622.276’324(-922.1/.2)

Промыслово-технологические и финансово- экономические проблемы освоения углеводородных ресурсов арктического шельфа России

Г.А.Григорьев (Российский геологический холдинг “Росгеология”, АО “ВНИГРИ”, Санкт-Петербург), С.М.Маммадов (ООО “Нью Тек Сервисез”, Москва), О.В.Жуков (ООО “Газпром Флот”, Москва)

 

Геннадий Алексеевич ГРИГОРЬЕВ, заведующий лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук

Самир Масудович МАММАДОВ, директор Департамента по морскими зарубежным проектам, кандидат технических наук

Олег Викторович ЖУКОВ, заместитель генерального директора по экономике и финансам

 

Проанализированы технологические проблемы, связанные с освоением углеводородного ресурсного потенциала арктического шельфа России, и охарактеризованы наиболее существенные элементы макроэкономической среды, предопределяющие инвестиционную привлекательность нефтегазовых проектов (технологическая доступность, уровень капитальных и эксплуатационных затрат, налоговая система). С геолого-экономических позиций охарактеризованы перспективы реализации нефтегазовых проектов и дана оценка возможных сроков их запуска.

Углеводородный потенциал российского арктического шельфа оценивается более чем в 100 млрд т н.э., характеризуется крайне низкой изученностью и разведанностью (по жидким УВ, нефть и конденсат, – не более 6-7%, по газу – около 10-11 %), низкой достоверностью существенной части выявленных здесь запасов. Извлекаемая часть составляет не менее 70-80 млрд т н.э., из которых до 90% представлено газовой компонентой. До 70% ресурсного потенциала УВ сосредоточено в пределах Западно- Арктического шельфа (Печорское, Баренцево и Карское моря) [1-4]. Учитывая его масштабность, роль нефти и газа в общемировом энергетическом балансе, место нефтегазовой отрасли в отечественной промышленности и в современной экономике России, наконец, с учетом наблюдающихся негативных тенденций в развитии структуры запасов и динамики национальной добычи нефти и газа, арктическая составляющая ресурсного потенциала имеет для нашей страны стратегическое значение, и арктический шельф безусловно должен рассматриваться как зона стратегических интересов России.

Формально такой статус подтверждается наличием множества специальных государственных программ по изучению нефтегазоносности арктических акваторий, развитию региональной инфраструктуры, амбициозными планами по расширению шельфовой добычи и масштабностью целого ряда конкретных добычных проектов. В ряде отраслевых документов по арктическому шельфу уже к 2035 г. предполагается выйти на уровни добычи 33-35 млн т нефти и 200-250 млрд м3 газа. Однако текущие достижения и, главное, наблюдаемая динамика промышленного освоения этого региона заведомо не сулят столь значимых показателей и прогнозируемого прорыва на данном направлении, по крайней мере в среднесрочной перспективе (до начала 2040-х годов).

Среди целого ряда объективных и вполне предсказуемых причин подобного состояния дел необходимо выделить три главные, которые позволяют вполне определенно говорить о его дальнейшем развитии как весьма умеренном не только на ближайшую, но и на среднесрочную перспективу:

специфические технические и технологические проблемы освоения арктического шельфа;

особенности фазового состава ресурсного потенциала и его локализации;

геолого-экономические проблемы шельфовых нефтегазовых проектов.

При этом первый и третий факторы следует рассматривать во многом как взаимообусловленную систему, в которой последний зачастую играет первостепенную роль.

Технологические проблемы освоения. Главный фактор, определяющий технологические проблемы развития добычи на российском арктическом шельфе, обусловлен наличием в пределах перспективных на УВ акваторий высокоподвижных ледовых полей (включая многолетние) толщиной 1,5-2,5 м и более и их длительным существованием (до 8-10 мес. в году).

В условиях мелководья проблема ледовой обстановки преодолевается посредством строительства искусственных островов или использования ледостойких гравитационных платформ. При глубинах моря свыше 40 м подобные технические решения неприменимы, и потенциальные нефтегазовые объекты в этой зоне на сегодня практически недоступны для освоения. Реализация технологий обустройства с подводным закачиванием скважин и их подсоединением посредством трубопроводов к производственным объектам, размещенным на доступных глубинах моря (с использованием искусственных островов, гравитационных платформ и иных решений, широко применяемых в мировой практике для открытых акваторий) или на берегу, зачастую не спасает ситуацию, так как существуют чисто технологические ограничения, в том числе на протяженность подводных коммуникаций.

Дополнительные ограничения накладываются краткосрочностью безледового периода ("окна доступа"), в течение которого возможно проводить буровые работы, осуществлять прокладку трубопроводных сетей и промысловых коммуникаций. Решений, связанных с реализацией чисто подледных технологий ведения соответствующих работ, в настоящее время не существует, а проработки их отдельных элементов, например полностью подводные (в данном контексте подледные) роботизированные системы бурения носят зачастую не более чем эскизный характер и далеки от практического воплощения в обозримом будущем.

К производственно-технологическим ограничениям шельфовых проектов следует отнести и проблему обеспечения транспортной инфраструктурой. Специфика реализации газового потенциала Карского шельфа сопряжена с наличием огромных объемов доказанных запасов в пределах п-ова Ямал (более 16 трлн м3 газа). Уже стартовал проект освоения Бованенковской группы месторождений, для которой запущена и продолжает развиваться собственная экспортная газотранспортная магистраль Бованенково – Ухта – Европа, которую в перспективе предполагается наращивать минимум до 140 млрд м3 (рис. 1). В этих условиях логистика в сфере транспортно-производственного обеспечения добычи предопределяет необходимость первоочередного освоения ресурсов Ямала (как варианта, более простого технологически и несопоставимо более дешевого экономически) и уже потом, по мере выработки запасов сухопутных месторождений, выход на шельф.

Целый ряд газовых объектов Обской и Тазовской губ, формально относимых к шельфу Карского моря, уже осваивается или предполагается к запуску в рамках стратегии освоения шельфа ПАО "Газпром" посредством их подключения к существующей газотранспортной инфраструктуре, сформированной на базе "старых" месторождений (Медвежье, Ямбургское, Уренгойское), с ее развитием и необходимым обновлением. Это рациональное и эффективное решение, позволяющее максимально использовать существующие газотранспортные мощности, которые уже начинают высвобождаться с исчерпанием запасов главных газовых кладовых страны (см. рис. 1).

Возможен иной вариант транспортно-производственной схемы, принятой, в частности, в только что запущенном проекте "Ямал-СПГ" на базе Южно-Тамбейского месторождения (аналогичная схема рассматривалась для Харасавэйского месторождения). Добытый газ сжижается на месте и транспортируется до потребителей танкерами ледового класса ("зимой" – на запад в Европу, "летом" – на восток в страны АТР). С технологических позиций главным уязвимым звеном этих проектов является транспортная схема (рис. 2). Во-первых, требуется значительный флот танкеров-газовозов специального ледового класса (для "Ямал-СПГ" с проектным уровнем добычи 16,5 млн т СПГ будет построено 15 судов). Во-вторых, для обеспечения их гарантированной круглогодичной проводки в условиях сложнейшей ледовой обстановки будет необходим соответствующий флот ледоколов класса "Арктика", невзирая на ледовый класс привлекаемых танкеров (Arc7 с ледопроходимостью до 1,5-2,1 м). В-третьих, непредсказуемы и безусловно высоки техногенные риски, связанные с танкерной доставкой СПГ арктическими ледовыми маршрутами [5], которые затрагивают и проблему гарантий ритмичности отгрузки СПГ, в первую очередь в зимний период. Реализация круглогодичного транспорта в восточном направлении кратно повышает потенциальные проблемы, в том числе связанные с ледокольным обеспечением, и неизбежные риски.

Существует альтернатива данной схеме освоения шельфовых месторождений, более рациональная технологически и несопоставимо менее напряженная с финансово-экономических позиций [6]. Она заключается в строительстве автономных газопроводов, соединяющих месторождения Ямала (в перспективе и приямальского шельфа) с Новой Землей или континентальным побережьем в зоне влияния Гольфстрима, где могут быть построены заводы по сжижению газа и терминалы отгрузки СПГ (рис. 2). Расположение здесь заводов дает возможность круглогодичной отгрузки продукции линейными стандартными (неледовыми) танкерами-газовозами, так как в этом районе ледовая обстановка более благоприятна. Однако неизбежная проблема в случае массированного наращивания добычи газа и развития СПГ-поставок – конкуренция отечественного сжиженного и трубного газа и обострение конфронтации с ближневосточными поставщиками СПГ на европейском рынке энергоресурсов, повышение риска обвала цен на нем.

Весьма неопределенными являются перспективы освоения УВ в пределах российского баренцевоморского шельфа. Ресурсный потенциал акватории Баренцева моря, согласно существующим на сегодня оценкам, локализован преимущественно в его центральной и северной частях [7], которые характеризуются существенными глубинами моря и сложными ледовыми условиями. Проработан пилотный и базовый для данной акватории газовый проект: освоение Штокмановского ГКМ с запасами около 3,9 трлн м3, относительно простыми гидрологическими и ледовыми условиями, но при значительной (около 550 км) удаленности от берега (см. рис. 1). Однако старт его отодвинут по крайней мере за 2020-е годы, прежде всего из-за его огромной капиталоемкости, выпадения, в связи с развитием сланцевой добычи газа в США, главного целевого потребительского рынка – североамериканского – и высокого уровня чисто коммерческих рисков [8, 9].

Актуальность освоения Штокмановского месторождения, скорее всего, будет и дальше снижаться по мере развития газодобычи на Ямале, поскольку сложность и объем технических и технологических проблем в рамках этих проектов (шельфового, с одной стороны, и сухопутных – с другой) несопоставимы.

Освоение более "мористой" части ресурсного потенциала Баренцева моря (в том числе запасов месторождений Ледовое и Лудловское, перспективных ресурсов российской части бывшей "серой зоны"), приуроченной к зоне развития многолетних льдов и значительных глубин моря, на сегодня зачастую не имеет гарантированных технологических решений, может быть реализовано только с "опорой" на инфраструктуру пилотных объектов типа Штокмана и, соответственно, к нему вряд ли приступят ранее 2040-х годов.

Восточная часть арктического шельфа имеет целый ряд собственных особенностей, способных лимитировать реальную инвестиционную привлекательность ресурсов УВ в его пределах, а значит и перспективы их освоения. Это существенно более низкий (по сравнению с Баренцево-Карским шельфом) ресурсный потенциал и его слабая изученность, сложнейшая гидрологическая и ледовая обстановка в пределах перспективных зон, практически полное отсутствие даже минимальной инфраструктуры на прилегающей суше и отсутствие потенциальных потребителей УВ сырья в пределах региона.

Эффективная экспансия на шельф невозможна без соответствующей инфраструктуры – транспортной, производственной, обеспечения. Российский сектор Арктики располагает ими в неприемлемо малых и явно недостаточных объемах [10]. Для ее создания требуются годы огромных усилий и значительные финансовые и материальные ресурсы. В этих условиях обеспечение самых элементарных материальных потребностей шельфовых проектов – отдельная серьезная проблема, решению которой придается явно недостаточно внимания.

К множеству чисто технических и технологических проблем освоения шельфовой нефти и газа в столь суровых природно-климатических и гидрографических условиях следует добавить необычайно высокий уровень экологических угроз, серьезность которых усугубляется наличием ледового покрова, сохраняющегося в течение большей части года в пределах преобладающей части перспективных акваторий. Наличие мощных высокоподвижных ледовых полей само по себе является дополнительным фактором риска техногенных аварий. При этом в условиях ледовой обстановки практически не работают существующие методы ликвидации их последствий. Соответственно, предсказать характер и масштаб возможного ущерба затруднительно даже при ограниченных по объему аварийных выбросах нефти и газа. Крупные аварии могут оказаться просто разорительными для компаний-операторов, катастрофическими для экологии всей арктической зоны.

Фазовый состав как фактор востребованности ресурсного потенциала арктического шельфа. Существующие оценки ресурсной базы УВ российской Арктической зоны характеризуют ее как преимущественно газовую (жидкая фаза не превышает 10-15% по извлекаемым). Это подтверждают и имеющиеся открытия уникальных и крупных газоконденсатных месторождений: Штокмановское, Ледовое и Лудловское – в Баренцевом море, Ленинградское и Русановское – в Карском, нефтегазоконденсатного Победа – в Карском. Группа чисто нефтяных месторождений (Приразломное, Долгинское, Медынское, Варандейское) приурочена к акватории Печорского моря (южная часть Баренцева); прогнозируется возможная локализация преимущественно нефтяных залежей в центральной части Баренцева моря (свод Федынского и прилегающая к нему зона).

Россия на многие десятилетия вперед обеспечена газовыми ресурсами, локализованными на суше, включая потенциал п-ова Ямал, и в пределах субаквальной части арктического шельфа (транзитная зона мелководья, акватории Обской и Тазовской губ). Их освоение гарантированно обеспечено имеющимися технологиями и не сопряжено с "запредельными" материальными и финансовыми затратами. Соответственно, масштабное развитие "полноценного" шельфового газового направления добычи требует оригинальных решений, в том числе комплексного освоения суша–море.

Потенциал развития нефтяного направления практически ограничивается шельфом Печорского моря. В 2013 г. здесь стартовал и реализуется с использованием гравитационной ледостойкой платформы пилотный Приразломный проект – весьма непростой с учетом специфики фильтрационно-емкостных характеристик вмещающих отложений и свойств нефти. Ресурсный потенциал месторождения превышает 70 млн т по извлекаемым, к 2020 г. предполагается выход проекта на пиковые отборы нефти (4,5-5,0 млн т) с поддержанием достигнутого уровня в течение примерно 5 лет.

В качестве основного варианта дальнейшего развития Приразломного проекта до недавних пор рассматривалось подключение к платформе будущих технологических объектов соседнего Долгинского месторождения. Однако пробуренная в 2014 г. четвертая разведочная скважина вместо ожидаемой нефти дала газ. Это, по сути, перечеркнуло потенциал главного нефтяного актива (ранее запасы оценивались более чем в 200 млн т по извлекаемым), ввод месторождения в освоение был заморожен на неопределенный срок, фактически "обрушена" программа наращивания добычи шельфовой нефти.

Других направлений, значимых по масштабу развития нефтедобычи на арктическом шельфе, на сегодня не просматривается.

Геолого-экономические проблемы. Арктические шельфовые нефтегазовые проекты по сравнению с сухопутными характеризуются несопоставимо более высокими капиталоемкостью и уровнем эксплуатационных затрат. Соответственно, их экономическая эффективность и инвестиционная привлекательность, которые напрямую зависят от параметров макроэкономической среды (цены на нефть и газ, инфраструктурные условия, нормативно-стоимостная база по капитальным и эксплуатационным затратам, налоговая нагрузка) и геолого-промысловых параметров добычных проектов (объем и концентрация запасов, продуктивность вмещающих отложений), оказывается весьма критичной к нефтегеологическим характеристикам соответствующих объектов.

Недостаточная полнота и адекватность имеющейся нормативно-стоимостной базы по отечественным нефтегазовым шельфовым проектам (и тем более, арктическим) негативно влияет на корректность и результативность любых финансово-экономических исследований. Тем не менее даже в этих условиях подобный анализ уместен и позволяет охарактеризовать наиболее существенные проблемы в данной области.

Ценовой фактор, несмотря на резкие скачки и падения мирового рынка УВ в течение последних нескольких лет, характеризуется общим трендом к неуклонному росту, и это обусловлено целым рядом объективных факторов. Сложно говорить о количественном выражении этой динамики на длительную перспективу, о конкретном уровне цен в тот или иной период времени, однако их примерный уровень как некий базовый ориентир для столь обобщенного сравнительного анализа вполне предсказуем.

Акцентируем внимание на газовых проектах, рассмотрим их применительно к сложившемуся на сегодня состоянию рынка УВ. При цене нефти 60 долл./баррель (около 440 долл./т) цена российского трубного газа на европейском рынке должна составлять примерно 330 долл./тыс. м3. Курс рубля к доллару примем равным 53:1. На сегодня шельфовые проекты освобождены от уплаты налога на имущество, по газовым проектам предусмотрена льгота по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Проекты, реализующие поставки СПГ, получают существенную льготу по экспортной пошлине (ЭП) в формате каникул – обнуление ее ставки на определенный период). Рассмотрим ситуацию, когда весь объем добываемой продукции экспортируется, цена на газ постоянна, инфляция не учитывается, ставка дисконтирования – 10%. Вариант исключительно экспортных поставок обусловлен низким уровнем внутренних цен на газ (не более 6-7 тыс. р./тыс. м3), что не обеспечивает даже простую окупаемость инвестиций в шельфовую добычу.

Рассмотрим проект, по нефтегеологическим характеристикам и физико-географическим условиям, по решениям в реализации чисто добычной компоненты аналогичный освоению Штокмановского месторождения в объеме фазы-I (таблица, вариант 1). Полноформатный вариант освоения месторождения предусматривает использование 3-4 платформ (3-4 фазы), добычу газа на уровне 73-95 млрд м3. В зависимости от избранной схемы поставок газа на рынок (строительство магистрального газопровода до Волхова – вариант 1-1тр) строительство завода СПГ на побережье и закупку 10 танкеров-газовозов для поставки сжиженного газа – вариант 1-3спг+т) оценки эффективности проекта существенно различаются, резко падая во втором случае. При этом вариант СПГ характеризуется существенно более высокими капиталоемкостью и транспортными расходами с учетом неизбежных и значительных затрат на сжижение газа. Без налоговых льгот СПГ-вариант вообще не достигает заложенного уровня доходности инвестиций в 10% (вариант 1-2спг+т). Безусловно, при оценке подобных проектов следует учитывать сложившуюся в целом более высокую стоимость СПГ на потребительских рынках, но одновременно нужно иметь в виду и меньшую конкурентоспособность СПГ-поставок по сравнению с трубными, их неизбежную конкуренцию с ближневосточным СПГ.

Штокмановское месторождение – уникальный по ресурсному потенциалу и промысловым характеристикам объект. Рассмотрим аналогичные по технологическим решениям варианты данного шельфового проекта, но отнесенные к ресурсной базе с худшей структурой – к объектам с плотностью ресурсов в 2-4 раза меньше, чем на Штокмановском месторождении, соответственно, примерно 4,7, 2,3 и 1,2 млрд м3/км2) (см. таблицу, варианты 2-1, 2-2, 2-3). Вся эта группа проектов отвечает варианту трубных поставок, но затраты на сухопутный газопровод в проект не включены. Приведены оценки без учета льгот по НДПИ и ЭП и с учетом этих льгот.

По мере снижения нефтегеологических характеристик проектов резко снижается доходность инвестиций (внутренняя норма рентабельности – ВНР), в том числе в безналоговом режиме; по третьему "объекту" (вариант 2-3) она едва "переваливает" за критический порог в 10%. Налоговые льготы позволяют поднять финансово-экономические показатели и, соответственно, инвестиционную привлекательность проектов, но в последнем случае даже столь масштабное льготирование на позволяет вывести его на приемлемый уровень рентабельности.

В условиях менее благоприятной ледовой обстановки (при расположении перспективных объектов в районах, приуроченных к восточной части арктического шельфа, включая Карский, центральной и северной частям Баренцева моря) капиталоемкость и эксплуатационные расходы, транспортная составляющая затрат будут только возрастать. Соответственно будут дополнительно снижаться финансово-экономические показатели проектов, их инвестиционная привлекательность. Компенсировать подобное снижение можно только расширением налоговых льгот, объем которых безусловно лимитирован и должен определяться посредством учета целого ряда факторов, в том числе финансовых интересов государства.

Рассмотрим последний вариант проекта (с самыми плохими нефтегеологическими характеристиками), условно "расположив" его на суше; в части добычной составляющей его можно рассматривать как аналог ямальских газовых объектов (соответственно, кустовое освоение, втрое больший фонд добывающих скважин, включены затраты на строительство межпромыслового газопровода) (см. таблицу, вариант 3). Сравним два варианта экспорта: трубные поставки газа с интеграцией в существующую региональную газотранспортную инфраструктуру (вариант 3-1) и поставки сжиженного газа с включением затрат на строительство завода СПГ мощностью 5,7 млн т и 5 танкеров-газовозов (вариант 3-3спг+т). Последний вариант предусматривает льготы по НДПИ и ЭП.

Как следует из приведенных в таблице данных, в рамках чисто трубного варианта поставок полученные оценки экономической эффективности можно охарактеризовать как весьма высокие, а сам проект – как безусловно инвестиционно привлекательный и характеризующийся минимальными финансовыми рисками по всему спектру наиболее значимых макроэкономических факторов. Наоборот, СПГ-проект, даже с учетом заложенных налоговых льгот, едва выходит за грань рентабельности и, соответственно, весьма чувствителен к возможным финансово-экономическим рискам, включая ценовые. По сравнению с трубным проектом несоизмеримо высоки техногенные риски, связанные не только с функционированием завода СПГ, но и с поставкой сжиженного газа потребителям в условиях наличия ледового покрова.

Даже столь поверхностный геолого-экономический анализ свидетельствует, что в сложившихся на сегодня макроэкономических условиях арктическая шельфовая ресурсная база УВ с финансово- экономических позиций проигрывает сухопутным нефтегазовым проектам и не может рассматриваться как реальный самостоятельный источник оперативного наращивания добычи газа в среднесрочной перспективе. Потенциал стимулирования ее инвестиционной привлекательности посредством расширения налоговых льгот, с одной стороны, ограничен чисто технически и зависит от уровня цен и себестоимости освоения, с другой – должен регламентироваться интересами национальной экономики, учитывающими широкий спектр факторов – от объема отчислений в бюджет и вклада конкретных проектов в развитие отечественного машиностроения до решения инфраструктурных и демографических проблем региона.

С учетом географии сложившихся и перспективных центров добычи газа, существующих и потенциальных потребительских рынков к реализации арктических СПГ-проектов следует подходить особенно осторожно и не рассматривать их как универсальный эффективный инструмент наращивания здесь добычи и "форсированного" завоевания рынков. Необходим предварительный всеобъемлющий анализ целесообразности запуска этих проектов с учетом финансово-экономических, транспортно-логистических проблем а также намечающихся трендов в развитии сырьевого сегмента в мировой экономике и энергетике.

 

Выводы

1. Имеющийся отечественный технологический потенциал не позволяет гарантировано рассчитывать на эффективное оперативное вовлечение в промышленный оборот ресурсов УВ арктического шельфа. Для его наращивания требуется масштабная и всесторонне выверенная государственная политика, направленная на перевооружение отрасли, развитие арктического судостроения (ледоколы, танкеры, суда снабжения) и мощностей по созданию специализированного оборудования (производственные и буровые платформы, устьевое морское оборудование, специальные материалы и стали), на развитие транспортной и производственной инфраструктуры, кадровое обеспечение столь высокотехнологичных и сложных проектов.

2. В пределах большей части российских арктических акваторий не завершен региональный этап геолого-разведочных работ, а на выявленных газовых объектах не дана промышленная оценка их запасов. Необходима комплексная региональная программа, направленная на построение детальных сейсмических и геологических моделей нефтегазовых бассейнов, на локализацию наиболее перспективных зон и исследование потенциала нижней части осадочной толщи (юрские и более древнее отложения до глубин залегания 4-5 км). Первоочередными районами концентрации сейсмических работ и параметрического бурения должны быть участки шельфа, технологически доступные для последующего освоения и характеризующиеся максимальным потенциалом нефтегазоносности. Формировать подобную программу и приступать к ее реализации необходимо уже сегодня.

3. Учитывая высокую стоимость бурения в условиях арктического шельфа, существующие ограничения по технологическим и финансово-экономическим основаниям, в среднесрочной перспективе поисково-разведочный этап в пределах наиболее перспективных зон целесообразно ограничивать проведением детальной сейсморазведки и бурением минимального количества поисково-разведочных скважин только в пределах уникальных по ресурсному потенциалу активов.

4. Вряд ли целесообразно уже сегодня тратить огромные финансовые средства на форсирование добычных проектов, характеризующихся высокими технологическими и финансовыми рисками, не обеспеченных надежными технологиями и техникой, заведомо предполагающих существенно меньшую (по сравнению с сухопутными проектами) финансовую отдачу. Начало масштабной, пошаговой, эксплуатации ресурсов УВ арктического шельфа следует ожидать только по исчерпании существенной части запасов на прилегающей суше и в транзитной зоне мелководного шельфа, в условиях существенного улучшения макроэкономической среды – развитие технологий шельфовой добычи и снижение ее себестоимости, в том числе за счет комплексного освоения, повышение цен на УВ, оптимизация налоговой системы.

Ключевые слова: арктический шельф; технологическая доступность; геолого-экономическая оценка; нефтегазовые проекты; инвестиционная привлекательность; налоговая система.

 

Л и т е р а т у р а

1. Григоренко Ю.Н., Соболев В.С. Нефтяные ресурсы акваторий – долгосрочный стратегический резерв России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2009. – № 3. – С. 26-32.

2. Новиков Ю.Н. Ревизия объектов и переоценка запасов и ресурсов – неотложные задачи подготовки ближайшего резерва углеводородного сырья России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2009. – № 3. – С. 33-43.

3. Узлы нефтегазодобычи глобального значения на северо-западных акваториях России: перспективы развития и освоения / О.М.Прищепа, Ю.Н.Григоренко, В.С.Соболев [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – Т. 5. – № 2.

4. Большая нефть Арктики / В.Каминский, О.Супруненко, А.Черных, Т.Медведева // Нефтегазовая вертикаль. – 2017. – № 5. – С. 54-58.

5. Банько Ю. Северный углеводородный путь // Нефть России. – 2017. – № 4. – С. 23-28.

6. Шумовский С. Новый порт на Новой Земле? // Нефть России. – 2009. – № 2. – С. 76-79.

7. Шипилов Э.В., Мурзин Р.Р., Удальцов В.И. Геология газовых и нефтяных месторождений арктического шельфа России // Нефтегаз. – 2001. – № 2. – С. 37-48.

8. Григорьев Г.А. Штокмановское месторождение как элемент реализации газовой стратегии России – проблемы и минусы // Сб. матер. междунар. науч.-практ. конф. “Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа Северо-Западного региона России”. – С-Пб.: ВНИГРИ, 2007. – С. 49-64.

9. Григорьев Г.А. Новые нефтегазовые регионы и стратегия развития ТЭК России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2008. – № 2. – С. 3-10.

10. Новиков Ю.Н., Григорьев Г.А. Технико-технологическая база отечественной морской нефтегазодобычи: состояние и тенденции развития // Oil & Gas Journal Russia. – 2012. – № 12. – С. 50-57.

 

© Григорьев Г.А., Маммадов С.М., Жуков О.В., 2018

Григорьев Геннадий Алексеевич, ins@vnigri.ru

Маммадов Самир Масудович, smammadov@nt-serv.com

Олег Викторович Жуков, jukov@yandex.ru

 

Commercial-technological and financial-economic problems of development
of hydrocarbon resources of the Arctic shelf of Russia

G.A. Grigoryev (Russian State Geological Holding ROSGEO, JSC VNIIGRI, Saint-Petersburg), S.M. Mammadov (NewTech Services LLC, Moscow), O.V. Zhukov (Gazprom Flot LLC, Moscow)

Analyzed technological problems associated with the development of the hydrocarbon resource potential of the Arctic shelf of Russia, and describes the most essential elements of the macroeconomic environment that determine the investment attractiveness of oil and gas projects (technology availability, level of capital and operating costs of the tax system). With the geological and economic positions characterized by their prospects and assess the possible launch date of the respective projects.

Key words: Arctic shelf; technological availability; economic-geological evaluation of oil and gas projects; investment attractiveness, tax system.

Скачать статью
ГеоЕвразия-2019