Проблемы в освоении Арктического шельфа компанией Газпром

Прилегающий к территории России Арктический шельф может стать в ХХI веке важным источником углеводородов, как для России, так и для мирового рынка. Из 6.2 млн км2 континентального шельфа России (21% всего шельфа Мирового океана) интерес для поисков нефти и газа представляют 6 млн км2, то есть почти вся площадь российского шельфа, а наиболее перспективные участки занимают 4 млн км2. Согласно прогнозной оценке Министерства природных ресурсов (МПР) России, начальные извлекаемые запасы углеводородов на шельфе России (по данным на начало 2002 г.) могут достигать 100 млрд т условного топлива, в том числе 15.5 млрд т нефти и 84.5 трлн м3 газа. Это составляет 20-25% общего количества мировых ресурсов углеводородов.
Особо выделяются районы шельфа Баренцева и Карского морей. По мнению специалистов М ...

ВВЕДЕНИЕ 3
СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРОЕКТЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА 5
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ И ПРАВОВЫЕ ПРОБЛЕМЫ В ОСВОЕНИИ РЕСУРСОВ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА 9
ПАРК МОРСКИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК КОМПАНИИ «ГАЗПРОМ» 20
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 24
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 26

Арктический шельф России обладает огромной и не освоенной сырьевой базой углеводородов, и по предварительным прогнозам содержит свыше 45% начальных суммарных ресурсов газа, конденсата и нефти шельфа Мирового океана. По нефтегазовому потенциалу наиболее перспективны для освоения недра Арктических морей таких как: Баренцева, Печорского, Карского, Лаптевых, Во-сточно-Сибирского и Чукотского. Порядка 85% ресурсов нефти и газа, оцененных на данный момент в недрах этих морей, приходится на шельфы Баренцево и Карское морей [1].
Для разведки и освоения энергетических ресурсов шельфа Российского океана ОАО «Газпром»создал сто процентное дочернее предприятие «Газфлот». Со времени создания Компания выполнила значительный объем геологоразведочных работ на Арктическом шельфе.
Основные задачи, которые б ыли поставлены перед ООО «Газфлот», были сосредоточены для развития Арктического шельфа России, в акваториях Баренцевого моря и в акваториях Обской и Тазовской губ Карского моря.
Используя многолетний профессиональный потенциал и поставленную перед Компанией задачу, ООО «Газфлот» пробурила 17 поисково-разведочных скважин, где были проведены инженерно-геологические изыскания на 20 площадках, отработано более 9 тыс. пог. км сейсмических профилей, проведены сейсморазведочные работы 3Д в объеме 950 кв. км.
В результате профессиональных действий персонала ООО «Газфлот», который приобретался на шельфах Сахалина, Черного Азовского морей, Вьетнамского и Иранского шельфа и Российская Федерация получила прирост энергетических ресурсов.
Три нефтяных месторождения в Печорском море таких как Варандей-море, Медынское море-2 и Долгинское с общими извлекаемыми запасами более 300 млн.т. нефти.
В акватории Обской и Тазовской губ было открыто, четыре газоконденсатных месторождения в сеноманских отложениях на глубинах 1000-1200 м, два крупных - Каменномысское-море и Северо-Камен-номысское и два мелких - Обское и Чугорьяхинское, с общими извлекаемыми запасами около 1 трлн. м3 газа [2].
В соответствии с программой ОАО «Газпром»Геолого-разведочных работ в ближайшей перспективе до 2010 г. планируется продолжение освоения акватории Обской и Тазовской губ, Печороморском шельфе и выход на Приямальский шельф.
Целью настоящей работы является выяснение основных проблем в освоении Арктического шельфа компанией «Газпром»и путей их устранения.

После распада СССР права Российской Федерации в арктических пространствах закреплены в Конституции РФ, Законе РФ "О государственной границе Российской Федерации" от 1 апреля 1993 г., Законе РФ "О континентальном шельфе" от 30 ноября 1995 г. и Законе РФ "Об исключительной экономической зоне РФ" от 17 декабря 1998 г. В настоящее время в Государственной Думе РФ в Комитете по делам Севера и малочисленных народов готовится проект закона "Об Арктической зоне".
В Морской доктрине РФ на период до 2020 г., утвержденной Указом Президента 27 июля 2001 г., в федеральной целевой программе "Мировой океан" (1998 г.) отражены морская политика реализации и защиты суверенных прав на континентальном шельфе Российской Федерации по разведке и разработке его ресурсов, в также вопрос обоснования внешней границырасширенного континентального шельфа в Северном Ледовитом и Тихом океанах.
Министерство природных ресурсов РФ организовало в 2000 г. научную экспедицию "Транс-Арктика-2000" для определения внешней границы континентального шельфа России в Северном Ледовитом океане [4]. Были изданы в 2002 г. "Ортографическая карта Арктического бассейна" и "Рельеф дна Северного Ледовитого океана". Карты позволяют решать многоотраслевые задачи и реализовывать национальные интересы России в Арктике. Одна из основных целей картографической съемки океанического дна – возможность научно аргументировать претензии России на расширенный континентальный шельф в Комиссии ООН. Комиссия положительно восприняла Представление России относительно шельфа в Баренцевом море и рекомендовала продолжить переговоры с Норвегией о делимитации морской границы. Для получения рекомендаций в Беринговом море Комиссия рекомендовала ускорить процесс ратификации Соглашения 1990 г.
Прилегающий к территории России Арктический шельф может стать в ХХI веке важным источником углеводородов, как для России, так и для мирового рынка. Из 6.2 млн. км2 континентального шельфа России (21% всего шельфа Мирового океана) интерес для поисков нефти и газа представляют 6 млн. км2, то есть почти вся площадь российского шельфа, а наиболее перспективные участки занимают 4 млн км2. Согласно прогнозной оценке Министерства природных ресурсов (МПР) России, начальные извлекаемые запасы углеводородов на шельфе России (по данным на начало 2010 г.) могут достигать 100 млрд. т условного топлива, в том числе 15.5 млрд т нефти и 84.5 трлн м3 газа. Это составляет 20-25% общего количества мировых ресурсов углеводородов [7].
Позиция советской стороны объяснялась сложившейся международной ситуацией - разгаром "холодной войны", афганским и фолклендским конфликтами. В условиях военно-политического противостояния двух систем неосторожные действия могли спровоцировать напряженность в Баренцевом море. В этой связи было решено продемонстрировать, что в соответствии с Уставом ООН СССР готов разрешать любые споры мирными средствами, не подвергая угрозе международную безопасность. Конвенция ООН по морскому праву к тому моменту была уже выработана, но еще не вступила в силу, поскольку не была подписана достаточным количеством государств и ситуация диктовала необходимость выдержать паузу.
В течение всех последующих лет Россия и Норвегия избегали активных поисковых работ на спорном участке. Вплоть до сегодняшнего дня Норвегия и Россия не зафиксировали итогов переговоров по этой теме вследствие разной трактовки сторонами Конвенции по морскому праву 1982 г. В остальной части Баренцева моря геологоразведка проводилась очень активно - в частности, и для того, чтобы лучше оценить потенциал разграничиваемой территории. На норвежском шельфе Баренцева моря обнаружено несколько месторождений. Крупнейшее из них - Сневит ("Белоснежка") с извлекаемыми запасами 176 млрд м3 газа и 20 млн т нефти, открытое в 1984 г. В российской части шельфа в 1988 г. обнаружено уникальное Штокмановское газоконденсатное месторождение с запасами газа более 4 трлн м3, еще как минимум 10 крупных и множество мелких месторождений.
В настоящее время Норвегия уже видит пределы собственным углеводородным ресурсам. Перспективы изменения экономической конъюнктуры заставляют норвежские деловые круги занимать более отчетливую позицию - в пользу совместной с Россией деятельности. Представители норвежских компаний заявляют, что без освоения запасов в акватории Баренцева моря им не удастся после 2010 г. сохранить нынешний уровень добычи углеводородного сырья. В связи с этим они отмечают необходимость расширения сотрудничества с Россией в области разведки и разработки запасов Баренцева моря [8].
Доминирующей формой доступа к разведке и разработке недр в России является лицензионная система. Пользователь недрами при этой системе находится в сфере традиционного налогообложения, государство обладает властными полномочиями для регулирования его деятельности. Лицензионная система эффективно функционирует во многих странах, в том числе во всех развитых капиталистических странах.
Российская модель имеет ряд принципиальных отличий от зарубежных. В последних в качестве инвесторов выступают иностранные компании, собственные хозяйствующие субъекты как инвесторы исключаются. Заключению СРП, как правило, предшествует установление государственной монополии на углеводородное сырье и национализация имущества частных нефтегазовых компаний. Реализация монополии возлагается на специально образуемую государственную компанию. Именно она, как юридическое лицо, ведет всю подготовительную работу, заключает соглашения, осуществляет контроль за их выполнением. На компанию возлагается осуществление практически всех контактов с государством. Установленная часть произведенной инвестором (оператором) продукции является собственностью государственной компании. В отношении инвестора СРП действует особый налоговый, таможенный и валютный режимы, вводится раздел продукции - прибыльной или "прямой" раздел. Подобная в целом организационно-правовая модель функционирует в Бразилии, Нигерии, Индонезии, Азербайджане, Туркмении и др. странах [1].
Необходимо отметить, что хотя соглашения о разделе продукции представляют собой универсальный в отношении предмета ведения механизм, однако используется он в основном для осуществления проектов разведки и добычи углеводородов.
По оценкам ряда специалистов, режим "production sharing" (СРП) имеет явные инвестиционные преимущества над любым иным существующим в России экономико-правовым режимом. Главное из них - уверенность зарубежного инвестора в стабильности условий, так как федеральным законом о конкретном СРП его режим практически выводится из правового пространства национальной налоговой системы. Реализация проектов СРП, по умеренным оценкам, позволяет в ближайшие 8-10 лет привлечь в Россию 65-100 млрд долл. США прямых капиталовложений. По мнению министра экономического развития России Германа Грефа, должны стартовать порядка 20-30 СРП, к 2015 г. объем инвестиций в минерально-сырьевой сектор на условиях СРП может составить более 85 млрд долл. США [8].
Соглашения о разделе продукции были привнесены в российскую инвестиционную практику в начале 1990-х гг. Федеральный закон от 30.12.1995 г. № 225-ФЗ "О соглашениях о разделе продукции" в редакции федеральных законов от 07.011999 № 19-ФЗ, от 18.06.2001 № 75-ФЗ предусматривает:
- в качестве сторон соглашения государство, от имени которого в соглашении выступают Правительство РФ и орган исполнительной власти субъекта РФ или уполномоченные ими органы, и инвесторы - отечественные и зарубежные физические и юридические лица и их объединения;
- введение квоты на разведку и добычу минерального сырья на условиях СРП - разрешается предоставлять эти права не более чем на 30% разведанных и учтенных государственным балансом запасов полезных ископаемых;
- ограниченный перечень налогов и платежей. Инвестор уплачивает: налог на прибыль, платежи за пользование недрами, единый социальный налог. Объектом обложения налогом на прибыль является определяемая в соответствии с соглашением стоимость части прибыльной продукции, принадлежащей инвестору;
- "раздел" продукции между государством и инвестором, "разделу" подлежит прибыльная продукция;
- возможность "прямого" раздела продукции. Инвестор соглашения на условиях "прямого раздела" продукции освобождается от взимания всех налогов и сборов, за исключением единого социального налога.
Корпорации (как инвесторы, так и операторы) заинтересованы в стабильности и предсказуемости экономических факторов соглашений. Это необходимое условие для функционирования долговременных дорогостоящих проектов. Однако привлекательность СРП для иностранного и особенно российского капитала кроется в основном в других обстоятельствах: во-первых, в самой природе соглашений, позволяющих инвестору добиться более благоприятных коммерческих условий и имущественных прав (чем при традиционной лицензионной системе), и, во-вторых, в либеральном налогообложении.
"Прямой" раздел был инициирован российскими нефтяными компаниями. Главное для них в этой форме - возможность практически полного выхода из действующей налоговой системы, "закрытость" финансово-экономической деятельности, включая данные о реальной рентабельности проектов. Ведь государство в лице уполномоченной компании осуществляет только мониторинг добычи и раздела продукции. Разумеется, компании пойдут на СРП только будучи убежденными в достижении благоприятных пропорций раздела. Тем не менее, наблюдается отчетливо выраженное стремление российских компаний к конвертации лицензий на недропользование в соглашения.
На примере Штокмановского месторождения видна осторожность отечественных операторов, стремление идти к результату шаг за шагом, прощупывая экономическую и политическую почву перед собой. В рамках подписанных в начале 2005 г. меморандумов о взаимопонимании девять международных энергетических компаний ("Chevron" (США); "ConocoPhillips" (США); "ExxonMobil" (США); "Hydro" (Норвегия); "Mitsui" (Япония); "Shell" (Нидерланды); "Statoil" (Норвегия); "Sumitomo Corporation" (Япония); "Total" (Франция)) представили в ОАО «Газпром»технико-коммерческие предложения, содержащие варианты реализации Штокмановского СПГ-проекта, их технико-экономическую оценку и ожидаемые условия участия компаний в проекте. Предложения каждой из компаний были конкурентоспособными и отвечали требованиям, сформулированным в исходных данных. Кроме того, компания "Sempra Energy" (США) представила свои предложения по участию в маркетинге газа со Штокмановского месторождения [3].
В результате анализа, включающего рейтинговую оценку, экспертную оценку технико-коммерческих предложений, SWOT-анализ компаний, а также результаты независимой экспертизы, было выполнено ранжирование зарубежных компаний и сформирован короткий список (short-list) компаний, который был объявлен 16 сентября 2005 г. Как заявил тогда на пресс-конференции председатель правления "Газпрома" Алексей Миллер, в short-list вошли норвежские "Hydro" и "Statoil", французская "Total", американские "Chevron" и "ConocoPhillips".
Выбор этих компаний для участия в финальном раунде переговоров выполнен с учетом предложенных планов и сроков реализации проекта, ценовых характеристик коммерческих предложений, опыта реализации крупных проектов с морской добычей и производством СПГ.
Из утвержденного короткого списка компаний ОАО «Газпром» был намерен в ближайшие полгода выбрать 2-3 компании для последующего формирования консорциума по реализации Штокмановского СПГ-проекта. Формирование консорциума было намечено на первый квартал 2013 г.
«Газпром» получит контрольный пакет в консорциуме", - заявил А. Миллер. По его словам, относительно распределения миноритарных долей участников консорциума нет никаких предварительных установок. Кроме того, А. Миллер заявил, что Штокмановский проект может быть реализован на условиях СРП. По словам А. Миллера, при выборе компаний «Газпром» прежде всего интересовал опыт работы на шельфе, на рынке сжиженного природного газа (СПГ) и маркетинговые возможности по его реализации. "Финансовый аспект не являлся определяющим", - сказал глава газового концерна. Он отметил, что при дальнейшем формировании маркетинговой структуры консорциума "возможны различные конфигурации". "Мы будем определять маркетинговую стратегию, прежде всего, с теми компаниями, которые вошли в short-list, но с учетом того, что есть компании, которые не претендуют на участие в разработке месторождения и строительстве завода по сжижению природного газа, а их интересует только сбыт СПГ", - сказал А. Миллер, упомянув американскую компанию "Sempra Energy" [8].
По срокам ввода месторождения «Газпром» ориентировался на 2010 г., если финансирование проекта будет определено по итогам формирования консорциума с учетом всех технических условий проекта, согласованных со всеми его участниками. Однако уже тогда ключевые параметры вызывали серьезные сомнения. Во-первых, это явно заниженная стоимость проекта (20 млрд. долл.) - реальные затраты уже тогда оценивались специалистами как минимум в 2 раза выше. Во-вторых, способность «Газпрома» в качестве мажоритарного акционера обеспечить финансирование работ. В-третьих, сроки ввода - через 4 года после подписания предварительного соглашения. Практика норвежских компаний, работающих в более благоприятных условиях, показывает, что при освоении не столь сложных, как Штокман, объектов (например, Ormen Lange или Snohvit) проходит не менее 5 лет после утверждения проекта до получения первой продукции. Кстати, утвержденного и транспарентного проекта по Штокману нет и по настоящее время. При этом необходимо иметь в виду, что на подготовку самого проекта уходит не менее года, и только тогда будет примерно ясна стоимость проекта. Примерно так, как и на Белоснежке, она потом была превышена на 30%. А в Казахстане на отдельных объектах СРП инвесторы (операторы) выдвигали требования о пересмотре объема затрат в 1.5-2 раза. Аналогичные процессы наблюдаются при реализации наших сахалинских проектов.
Глава представительства "Hydro" в Москве Петер Норе заявил Агентству нефтяной информации (АНИ): "Мы горды и рады оказаться в short-list'е. Мы на финальной стадии, но нам предстоит еще очень много работы перед тем, как «Газпром» сделает свой окончательный выбор". Это - весьма показательное заявление, содержащее множество подтекстов с точки зрения важных нюансов обсуждавшихся выше особенностей двусторонних отношений. В беседе с журналистами по итогам пресс-конференции П. Норе заявил, что "Hydro" по-прежнему предлагает «Газпрому» долю в проекте разработке месторождения Ормен Ланге на норвежском континентальном шельфе, размер которой пока не утвержден. По предварительной оценке "Hydro", первая фаза проекта составит 10 млрд. долл. Говоря о заявленных А.Миллером сроках начала поставок СПГ с Штокмановского месторождения в 2010 г., П.Норе отметил: "Мы придерживаемся этой цели и подчеркиваем, что для этого надо как можно скорее начать реализовывать проект" [4].
Однако в октябре 2006 г. все предварительные соглашения были аннулированы, и «Газпром» заявил, что будет реализовывать Штокмановский проект самостоятельно. Серьезных шагов за последующий год не произошло.
Только 21 февраля «Газпром», "Total" и "Statoil Hydro" подписали соглашение акционеров о создании комиссии специального назначения Shtokman Development AG, которая будет осуществлять проектирование, разработку, строительство, финансирование и эксплуатацию объектов первой фазы освоения Штокмановского месторождения. Согласно документу, в капитале Shtokman Development AG российскому концерну принадлежит 51%, "Total" - 25%, "Statoil Hydro" - 24%. Компания зарегистрирована в Швейцарии [5].
Партнеры также проинформировали о ходе реализации стадии начального технического проектирования (FEED), которая будет завершена во второй половине 2009 г. и позволит принять окончательное инвестиционное решение. Одновременно в одном из своих выступлений губернатор Мурманской обл. Ю.А. Евдокимов отметил, что стоимость проекта оценивается в 1 трлн 200 млрд руб. И тем не менее, освоение Штокмана является для России важнейшей геоэкономической задачей.
В целом можно констатировать, что использование применительно к Штокмановскому месторождению режима СРП однозначно оценено зарубежными инвесторами как свидетельство его потенциальной рентабельности для них даже с учетом его высокой стоимости. Но нужно учесть, что первоначальная оценка 20 млрд. долл. - занижена даже для первого этапа. Это оценка опосредована политическими соображениями, реальность будет дороже, но вскроется позже, после утверждения проекта. В этих условиях необходимо очень тщательно просчитать условия, оценить несколько вариантов условий раздела продукции, заложить в соглашения жесткие условия контроля за расходами. В противном случае, переговоры будут напоминать ловлю черной кошки в темной комнате, в которой менее искушенная сторона обязательно проиграет. В первую очередь это относится к самому государству и регионам, на территории которых будут проводиться предусмотренные соглашением работы.
ПАРК МОРСКИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК КОМПАНИИ «ГАЗПРОМ»
Для освоения и развития Арктического шельфа Российской Федерации ООО «Газфлот» с помощью СПБУ «Амазон», которая в короткий межледовый период обеспечивает строительство 2-3 поисковых и разведочных скважин глубиной 2300-3000 м. на глубине воды от 8 до 50 м., в акватории Обской и Тазовской губ, Печороморском шельфе и выход на Приямальский шельф [9].
Для обеспечения объемов геологоразведочных работ по программе ОАО «Газпром» на арктическом шельфе Российской Федерации ООО «Газфлот» осуществляет строительство двух буровых установок, плавучий буровой комплекс (ПБК) «Обский-1» (рис. 1), который состоит из погружной плавучей буровой установки «Обская» и базы комплексного обеспечения бурения «Тазовская», для бурения разведочных скважин на мелководье от 2 до 8 м в акватории Обской и Тазовкой губ.
Рис. 1. Плавучий буровой комплекс «Обский-1»
Также для бурения разведочных и эксплуатационных скважин в акватории Арктического шельфа Российской Федерации ООО «Газфлот» строит СПБУ «Арктическая» для работ на глубинах моря от 7 до 100 м и бурением скважин глубиной до 6500 м.
Программа работ ОАО «Газпром» на шельфе Российской Федерации предусматривает участие в разработке уникального по запасам газоконденсатного Штокмановского месторождения. Оно расположено в центральной части Баренцева моря в 600 км от берега. Акватория здесь характеризуется средними глубинами воды 320 м.
Участие ООО «Газфлот» в реализации программы освоения Штокмановского месторождения будет включать:
• бурение разведочных и эксплуатационных скважин с полупогружной буровой установки;
• создание транспортно-техно-логической системы перевозки газа морским транспортом;
ООО «Газфлот» планирует участие в работах по освоению Приразломного месторождения, в том числе в транспортно-технологической схеме и бурении эксплуатационных скважин, сопровождение строительства бурового комплекса на МЛСП «Приразломная».
В центральной части Печорского моря планируется разведка Долгинского месторождения с оценкой запасов нефти более 200 млн. т. Оно расположено в 100 км к северу от материкового берега и акватория здесь характеризуется глубинами около 44 м и наличием ледяного покрова толщиной до 1,6 м.