Большой арктический пасьянс

Большой арктический пасьянс

Виталий Сараев

Тигран Оганесян

Даже если спрос на арктические углеводороды станет ощутимым только через десять-двадцать лет, надо начинать их осваивать уже сейчас, иначе нас ждет проигрыш в стартовавшей международной арктической гонке

Арктическое побережье придется снова осваивать

Фото: ИТАР-ТАСС

Дискуссия о необходимости освоения Арктики идет полным ходом. Противники упирают на нулевую или отрицательную рентабельность добычи арктических углеводородов, несовершенство технологий, экологическую опасность. Все это так, однако у сторонников активного инвестирования в большой арктический проект имеются свои аргументы — и тоже вполне обоснованные.

Согласно подавляющему большинству среднесрочных прогнозов, нынешний глобальный энергетический баланс не претерпит сколько-нибудь значительных изменений, то есть общая доля в нем углеводородной составляющей в ближайшие 25–30 лет сохранится практически на том же уровне, что и сейчас (чуть более 50%). Не предвидится и каких-либо сильных ценовых пертурбаций на рынке: цены на нефть вряд ли опустятся ниже сегодняшних 100 долларов за баррель (марка Brent) и, более того, к 2035–2040 годам, скорее всего, пойдут вверх, тем самым отчасти страхуя дорогостоящие арктические стартапы.

Еще один значимый фактор, активно стимулирующий интерес к почти безлюдным просторам Арктики, — возможность прокладки новых торговых путей между Евроатлантической зоной и Тихоокеанским регионом: быстрые климатические изменения в Арктике способствуют организации в обозримом будущем стабильной морской навигации, огромные экономические выгоды от которой очевидны.

Наконец, не следует забывать и о важнейшей геополитической составляющей экспансии в Арктику: этот обширный нейтральный регион Земли практически обречен в самом скором времени стать объектом горячих международных разборок и дележа меридианов и параллелей.

Поэтому, несмотря на возможное перенесение спроса на арктические углеводороды на конец 2020-х — 2030-е годы, всем приарктическим державам, и России в первую очередь, необходимо заблаговременно позаботиться о надежном обеспечении своего присутствия на этом важнейшем плацдарме, то есть упорно разведывать арктические ресурсы, осваивать новые технологии и готовить специалистов-профессионалов, чтобы, когда в этих колоссальных резервах возникнет острая потребность, мы были во всеоружии.

Нефтегазовое будущее

Оценим сначала, смогут ли возможные изменения в глобальном энергетическом балансе оказать серьезное воздействие на планы промышленного освоения арктических ресурсов нефти и газа.

В экспертном сообществе к настоящему времени сложился достаточно широкий консенсус относительно того, что как минимум до 2030 года среднесрочная динамика баланса мирового спроса и предложения на углеводороды, равно как и динамика цен на нефть и газ, не будут испытывать значительных скачков по сравнению с текущей ситуацией.

В частности, как отмечается в аналитическом отчете «Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 года» (апрель 2013 года), подготовленном совместными усилиями Института энергетических исследований (ИНЭИ) РАН и Аналитического центра при правительстве РФ, фундаментальных оснований для алармистских ценовых прогнозов (как слишком высоких, так и экстремально низких значений) в рассматриваемый период (до 2040 года) не имеется: «Во всех ситуациях… балансовые цены нефти в 2040 г. не выйдут из диапазона 100–130 долл. (США, 2010 г.) за баррель при хорошей корреляции с ними сильно дифференцированных по регионам цен газа (что отнюдь не исключает больших краткосрочных флуктуаций цен под действием политических и спекулятивных факторов)».

Для сравнения мы также приведем несколько отличающийся ценовой сценарий статистико-аналитического подразделения американского министерства энергетики, U. S. Energy Information Administration (EIA), представленный в его последнем отчете Annual Energy Outlook 2013, окончательная версия которого была опубликована в начале мая этого года. Согласно этому базовому сценарию, цена на нефть марки Brent немного снизится — до 96 долларов за баррель к 2015 году, а затем начнет постепенно, без резких скачков, повышаться и к 2040 году достигнет 163 долларов за баррель.

При этом практически все рыночные аналитики отмечают важный новый момент: давно предрекаемый неминуемый период резкого взлета цен на нефть вследствие быстрого истощения ее ресурсов в среднесрочной перспективе (условно говоря, в ближайшие два-три десятилетия), похоже, так и не наступит. Эта сдерживающая ценовая коррекция — прямое следствие быстрого роста добычи из нетрадиционных источников (глубоководных офшорных месторождений сланцевой нефти и ряда других источников, прежде всего в Бразилии), а также, что не менее важно, устойчивого быстрого снижения американского импорта углеводородов, которое опять-таки прежде всего стимулируется пресловутой сланцевой революцией.

Специалисты ИНЭИ-АЦ констатируют: «Передовые технологии энергосбережения и разработки нетрадиционных источников нефти фактически “просадили” цены с ожидаемых 150 до 100–110 долл./барр. и сдвинули (предрекавшееся аналитиками-алармистами. — “ Эксперт” ) утроение цен относительно периода 1975–2005 гг. на временной горизонт за 2040 г.».

В то же время российские исследователи не склонны слишком переоценивать этот понижательный фактор: проведенный ими анализ показал, что «даже видимые технологические прорывы (добыча нетрадиционной нефти, энергосбережение и т. д.) не способны вернуть цены мирового нефтяного рынка на уровень предыдущего этапа — 50 долл./барр. (в ценах 2009 г.)».

Не ожидают аналитики и радикальных изменений глобальной топливной корзины в среднесрочной перспективе: в ближайшие два-три десятилетия сохранится доминирование углеводородных ресурсов.

По оценкам российских исследователей, доля нефти и газа в мировом потреблении первичной энергии в прогнозируемом временном диапазоне останется практически неизменной (53,6% в 2010 году и 51,4% к 2040 году).

Впрочем, по отдельным видам углеводородного сырья серьезные изменения все-таки произойдут: доля нефти в потреблении первичной энергии за этот период, согласно прогнозу ИНЭИ-АЦ, сократится с 32 до 27%, тогда как газ, напротив, должен стать самым востребованным видом топлива в ближайшие тридцать лет — его доля в глобальном энергопотреблении, по оценкам ИНЭИ-АЦ, возрастет с 21% в 2010 году до 25% в 2040-м.

Наконец, на возобновляемые источники энергии (без учета гидроэнергии, но с учетом биотоплива) к концу прогнозного периода придется 13,8% мирового энергопотребления и 12,5% выработки электроэнергии (против 10,9 и 3,7% в 2010 году).

В базовом сценарии ИНЭИ-АЦ мировой спрос на жидкие топлива до 2040 года будет расти в среднем на 0,5% ежегодно и составит 5,1 млрд тонн, то есть увеличится на 26% (причем нефть и газовый конденсат из традиционных источников дадут 77%).

Отметим еще один серьезный фактор, который в долгосрочной перспективе окажет заметное воздействие на нефтяной рынок: постепенный рост коэффициента извлекаемости нефти, обуславливающий увеличение нефтеотдачи как старых, так и новых месторождений.

ИНЭИ-АЦ также прогнозирует, что к 2040 году заметно вырастет мировое потребление газа — до 5,3 трлн кубометров, это более чем на 60% превышает уровень 2010 года. Основным драйвером столь быстрого увеличения спроса на газ во всех регионах будет в первую очередь развитие газовой генерации, обусловленное нарастающей электрификацией и соответствующим ростом потребления электроэнергии.

Наконец, многие рыночные аналитики отмечают, что на протяжении последнего десятилетия общий объем инвестиций в нефтегазовую сферу устойчиво растет (за исключением кратковременного провала в 2008 году), и этот тренд явно благоприятствует дальнейшей активизации новых добычных углеводородных проектов, в том числе в арктическом регионе.

А что с себестоимостью?

Разумеется, начало большого арктического бума может быть заметно сдвинуто по времени в случае, если мировые цены на нефть (пока они держатся на уровне примерно 100 долларов за баррель) все-таки снизятся до уровня предполагаемой средней себестоимости добычи нефти в Арктике.

Впрочем, разброс в оценках этой себестоимости пока весьма велик: скажем, IEA (Международное энергетическое агентство) оценивает ее примерно в 60–80 долларов за баррель. А некоторые эксперты полагают, что она будет не меньше 100 долларов за баррель, или, если пользоваться в качестве единиц измерения тоннами, может достигнуть 700 долларов (традиционный среднемировой коэффициент пересчета баррелей в тонны — 7,6 барреля в тонне, хотя по разным сортам нефти, обладающим различной плотностью, он достаточно серьезно варьируется и, скажем, среднероссийский составляет 7,35–7,36). Такого мнения, в частности, придерживается профессор Анатолий Золотухин , проректор РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, отметивший, что «себестоимость добычи углеводородов на арктическом шельфе России, по некоторым оценкам, может доходить до 500–700 долларов за тонну нефтяного эквивалента, а это почти на порядок выше, чем в Западной Сибири, где себестоимость составляет 60–80 долларов за тонну».

А вот госчиновники из американского Bureau of Ocean Energy Management (BOEM), которые занимаются выдачей лицензий на разработку приаляскинских месторождений, настроены куда оптимистичнее: по их расчетам, нулевая рентабельность шельфовой добычи в море Бофора будет достигнута при ценах на нефть порядка 30 долларов за баррель, а в Чукотском море — около 40 долларов.

Для сколько-нибудь достоверных расчетов рентабельности возможных арктических нефтегазовых проектов необходим учет огромного множества «Х-факторов» — региональных особенностей геологии месторождений, издержек транспортировки, создания инфраструктуры, инвестиций в разработку новых технологий и материалов, особенностей налоговой системы в каждой из арктических стран, располагающих потенциальными ресурсами углеводородов, и т. д.

И хотя большинство рыночных аналитиков сходятся во мнении, что колоссальные запасы нефти и газа в арктическом регионе со временем так или иначе должны быть востребованы мировым рынком, оценочные реперные точки начала подъема арктической добычи углеводородов пока сильно плавают: некоторые аналитики предрекают, что существенный рост начнется уже в районе 2020 года, другие называют 2025–2030 годы, и, само собой, есть немало скептиков, которые полагают, что в ближайшие два десятилетия ни о каком арктическом углеводородном буме мы так и не услышим.

Арктические закрома

Вплоть до настоящего времени серьезные попытки оценить совокупные потенциальные запасы арктических углеводородов предпринимались, по сути, лишь двумя исследовательскими командами: в 2000-м и 2008 годах были опубликованы отчеты авторитетной Геологической службы США (USGS), а в 2006 году был выпущен совместный доклад компаний Wood Mackenzie и Fugro Robertson (Future of the Arctic-A New Dawn for Exploration).

Специалисты USGS обрисовали весьма радужные перспективы мощного притока на мировой рынок нефти и газа из Арктики и обнародовали прикидочную оценку, согласно которой в арктическом регионе может быть сосредоточено порядка 25% общего мирового объема неразведанных ресурсов углеводородов.

В появившемся спустя шесть лет альтернативном отчете Wood Mackenzie/Fugro Robertson, который базировался на более детальном геофизическом анализе различных арктических бассейнов, данные USGS-2000 были подвергнуты серьезной критике. В частности, этот исследовательский тандем пришел к выводу, что совокупные углеводородные запасы Арктики существенно ниже заявленных ранее, и констатировали, что с учетом огромных технических сложностей, с которыми придется столкнуться при промышленном освоении этих ресурсов, экономическая целесообразность «арктической конкисты» вызывает большие сомнения.

По-видимому, задетые за живое докладом Wood Mackenzie/Fugro Robertson специалисты USGS уже в 2008 году представили свою обновленную версию — Circum-Arctic Resource Appraisal: Estimates of Undiscovered Oil and Gas North of the Arctic Circle — CARA («Оценка неразведанных запасов нефти и газа Арктики к северу от Полярного круга»), которая и считается пока в экспертном сообществе наиболее авторитетным источником догадок относительно того, сколько углеводородных богатств сокрыто в арктических недрах и глубинах.

В исследовании CARA основной упор был сделан на вероятностный геологический анализ различных осадочных пород, то есть, грубо говоря, на выявление тех зон, которые имеют более чем 10-процентный шанс содержать относительно крупные запасы нефти или газа (более 50 млн тонн нефтяного эквивалента).

На основании этого вероятностного анализа команда USGS повторно пришла к выводу, что в будущем Арктика может стать крупнейшей нефтегазоносной провинцией мира. Впрочем, что также немаловажно, американские эксперты вполне благоразумно воздержались при публикации отчета CARA от сколько-нибудь подробных технических комментариев.

Общий прикидочный объем неразведанных нефтегазовых запасов Арктики составляет, по версии USGS, порядка 413 млрд баррелей нефтяного эквивалента (б.н.э.), или около 22% совокупных неразведанных запасов традиционных углеводородов в мире (к слову, этот рассчитанный американскими аналитиками объем образца 2008 года примерно вдвое выше оценок, выданных ранее экспертами Wood Mackenzie/Fugro Robertson). При этом на долю традиционной нефти (с учетом жидких фракций природного газа, NGL) якобы приходится около 134 млрд б.н.э. (без NGL — примерно 90 млрд б.н.э.), что соответствует 13–15% ее общемировых запасов, а на обычный природный газ — остальные 279 б.н.э., или около 30% его совокупных запасов в мире. Иными словами, почти 70% арктических углеводородных богатств теоретически приходится на газ.

Порядка 80% этих нефтегазовых ресурсов Арктики сокрыто в офшорной зоне, то есть в открытом море, однако львиная доля ее подводных месторождений, по всей видимости, сосредоточена на относительном мелководье (шельфе) — на глубинах менее 500 метров. Более того, по оценкам USGS, вероятность обнаружения сколько-нибудь значимых запасов УВ под океаническим дном центральной зоны Арктики, а равно и в ее окрестностях близка к нулю.

Что же касается региональной специфики всех этих нефтегазовых запасов, около 65% чистой нефти (без NGL) сосредоточено в североамериканской арктической зоне: примерно 30 млрд б.н.э. приходится на арктическую Аляску (США), почти 10 млрд б.н.э. — на так называемый Амеразийский бассейн (к северу от побережья Канады) и еще 9 млрд — на шельф Гренландии (в основном на ее восточную рифтовую зону).

Россия, по данным USGS, располагает почти 15 млрд б.н.э. (9,4 млрд — в южной части Баренцева моря и еще 5,3 млрд — в Енисей-Хатангском бассейне), хотя при добавлении ресурсов NGL ее нефтяная доля существенно вырастает — до 41% суммарного объема арктических запасов.

Отметим также, что в среднем более 80% арктических нефтяных ресурсов сосредоточено на шельфовых участках (для России это 70%, для американской Аляски всего около 50%, тогда как норвежские и гренландские нефтеносные регионы Арктики практически полностью находятся под водой).

По природному газу общая картина, по версии USGS, формально выглядит для России намного оптимистичнее: на нее приходится примерно 70% общего объема неразведанных газовых запасов Арктики (шельфовые запасы есть главным образом в южной части Карского моря и в восточной части Баренцева). В бассейне американской Аляски сосредоточено около 14% газовых ресурсов Арктики, 8%, предположительно, располагает Гренландия, по 4% имеют арктическая Канада и Норвегия. При этом процентное распределение между морскими и наземными (offshore/onshore) запасами арктического газа примерно соответствует вышеупомянутому для нефти: около 80% приходится на шельф, однако для России подводная доля газа составляет почти 90%.

Однако, по мнению подавляющего большинства рыночных аналитиков, газовые ресурсы Арктики, скорее всего, будут представлять вторичный интерес по сравнению с нефтяными, поскольку экономически они заведомо менее рентабельны, чем многие другие перспективные проекты, например на Ближнем и Среднем Востоке (в Катаре, Иране и ряде других стран), а равно и с разнообразными сланцевыми газовыми месторождениями.

В частности, в специальном докладе U. S. Department of the Interior Bureau of Ocean Energy Management (BOEM, ноябрь 2011 года), посвященном перспективам промышленного освоения американского шельфа Аляски, особо отмечается, что крупные нефтяные месторождения в море Бофора и в Чукотском море будут разрабатываться в первую очередь, тогда как активная коммерческая добыча природного газа в этих акваториях, по всей видимости, может начаться лишь после того, как будут порядочно исчерпаны приаляскинские ресурсы нефти и создана соответствующая транспортная инфраструктура.

Специалисты USGS констатировали, что к моменту публикации доклада CARA (по состоянию на 2008 год) на арктической территории к северу от Полярного круга, то есть на широте 66° 33’, было обнаружено более 400 месторождений нефти и газа различной степени перспективности.

В свою очередь, в опубликованном годом позже исследовании Мирового энергетического агентства (EIA) были приведены данные о том, что выше Северного Полярного круга уже открыто в общей сложности 61 крупное нефтяное и газовое месторождение, из них 43 — в России, 11 в Канаде, шесть на Аляске и одно в Норвегии.

Безусловно, пока все эти оценки носят весьма условный характер. Океаническое дно нашей планеты, особенно его участки, расположенные в Северном Ледовитом океане, до сих пор остается очень плохо изученным: помимо крайней скудости знаний о геологии того, что лежит под дном Северного Ледовитого океана, специалисты не располагают полной картиной даже его батиметрического рельефа.

Причем особенно актуально это для российской части арктического океанического шельфа. Как заявил на правительственном совещании о перспективах освоения ресурсов континентального шельфа России в январе 2013 года министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской , «российский шельф характеризуется крайне низкой степенью геологической изученности — в десять раз ниже американского шельфа Чукотского моря и в двадцать раз ниже шельфа Норвегии. Плотность покрытия сейсмическими работами в наиболее перспективных акваториях арктических морей, за исключением Баренцева и Печорского морей, не превышает 0,15 километра на квадратный километр, а для восточных морей — менее 0,1 километра на квадратный километр. Без существенного повышения изученности шельфа не будет крупных открытий, а перспективы крупномасштабного освоения отодвигаются за 2030 год».

Господин Донской также отметил, что к настоящему времени на континентальном арктическом шельфе России государство выдало 107 лицензий, однако «темпы работ по выданным лицензиям пока явно недостаточны для освоения шельфа. Так, в 2008–2010 годах на шельфе было пробурено 11 скважин и открыто четыре месторождения. Для сравнения: в Норвегии за тот же период было пробурено 110 скважин и сделано 44 открытия».

В свою очередь, отечественные специалисты особо отмечают, что в то время как первые прикидочные оценки ресурсов нефти и газа формируются на основе геофизических методов — изучения гравитационного и магнитного полей, а также сейсморазведки, — для более однозначного истолкования всех этих геофизических данных, позволяющего четко определить геологический возраст и вещественный состав пород осадочного чехла, в которых содержатся месторождения нефти и газа, необходимо осуществлять активное разведочное бурение. «Параметрическое бурение является обязательным элементом региональных работ. К глубокому сожалению, сегодня нет ни одной параметрической скважины в северных областях Баренцева и Карского морей, в морях Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукотском. Поэтому наши знания о ресурсах Арктики могут существенно прирасти не только за счет совершенствования методов изучения шельфа, но прежде всего за счет обязательного выполнения программы параметрического бурения», — объясняет заведующий отделом нефтегазоносности Арктики и Мирового океана ФГУП ВНИИОкеангеология им. И. С. Грамберга Олег Супруненко .

Как страны делают это

Попытаемся обрисовать текущее положение дел и возможные перспективы освоения углеводородных ресурсов Арктики, акцентируя внимание на различных шельфовых проектах.

Россия. Наиболее близкий к реализации крупный проект на российском арктическом шельфе — месторождение Приразломное. Оно находится на шельфе Печорского моря, в 60 км от берега, где глубины составляют всего 19–20 м. Запасы нефти Приразломного месторождения оцениваются в 72 млн тонн, что позволяет достичь годового уровня добычи 6,6 млн тонн.

Для обустройства Приразломного месторождения была построена первая отечественная морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП), конструктивные особенности которой полностью исключают разлив нефти с платформы. МЛСП была доставлена к месту добычи еще летом 2011 года, однако до сих пор простаивает: после нескольких лет отсрочек «Газпром» планирует наконец приступить к добыче нефти на Приразломном до конца 2013 года.

Ледостойкая платформа «Приразломная» в Печорском море

Фото: ИТАР-ТАСС

Второй легендарный и чуть было не состоявшийся проект — Штокман. Это одно из крупнейших в мире газоконденсатных месторождений, открытое еще в 1981 году. Оно расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря в 550 км к северо-востоку от Мурманска и в 300 км от западного побережья архипелага Новая Земля. Запасы категории C1 составляют 3,94 трлн кубометров газа и 56,1 млн тонн конденсата.

Предварительная стоимость разработки Штокмановского месторождения оценивается в 20 млрд долларов. Для его освоения в 2002 году «Газпром» и «Роснефть» создали совместное предприятие, из которого «Роснефть» вышла уже в 2004 году. «Газпром» в течение нескольких лет подбирал новых партнеров для ведения проекта. Причиной столь настойчивого поиска соучастников было отсутствие у компании технологий добычи и транспортировки, отвечающих тяжелым арктическим условиям, большой удаленности от берега и значительным морским глубинам (320–340 м в районе месторождения).

В 2007 году такими партнерами стали французская Total и норвежская StatoilHydro. После вывода на проектную мощность на Штокмановском месторождении предполагалось добывать 71,1 млрд кубометров газа в год, что сопоставимо с годовым потреблением газа в Германии.

Однако летом 2012-го проект был приостановлен на неопределенный срок. Главной причиной этого стало исчезновение потенциальных рынков сбыта: ими могли стать либо США (экспортные поставки СПГ по Севморпути), либо Европа (трубопровод Мурманск—Волхов). Однако сланцевая революция сбила цены на газ на обоих рынках, и в настоящее время разработка Штокмана стала экономически нецелесообразной, даже несмотря на предоставленные государством немалые налоговые преференции.

В конце мая 2013 года заместитель председателя правления «Газпрома» Андрей Круглов заявил, что это месторождение, возможно, будет осваиваться уже будущими поколениями.

Отложенный в долгий ящик Штокман и буксующее Приразломное — пока два наиболее привлекательных проекта на российском арктическом шельфе.

Из прочих можно упомянуть о газпромовских месторождениях Северо-Каменномысское и Каменномысское-море в акваториях Обской и Тазовской губ, по которым, согласно официальной информации, продолжается подготовка необходимой документации. Кроме того, «Газпром» нынешним летом планирует приступить к бурению первой разведочной скважины на Долгинском нефтяном месторождении в Печорском море, извлекаемые запасы которого на данный момент оцениваются в 130–140 млн тонн нефти (почти в два раза больше, чем у Приразломного). Первоначально старт разработки Долгинского месторождения намечалось на 2016 год, однако, по последней информации, сроки его введения в промышленную эксплуатацию перенесены на 2020 год.

В то же время, несмотря на отсутствие реальной добычи углеводородов на российском арктическом шельфе, два ведущих игрока отечественного нефтегазового рынка, «Газпром» и «Роснефть», в последнее время активно занимаются получением у государства новых лицензий на его различные многообещающие участки. По сути, с приобретением новых лицензий «Роснефть» и «Газпром» получат контроль над 80% перспективных шельфовых площадей в российской Арктике.

В частности, в январе 2013 года «Роснефть» получила 12 лицензий, в том числе пять баренцевоморских, а еще раньше ей достались два крупных месторождения в Печорском море. «Роснефть» имеет карт-бланш на Федынском, Центрально-Баренцевском и Персеевском участках, расположенных у морской границы с Норвегией, которые она планирует осваивать в сотрудничестве с Eni и Statoil. У компании также есть огромные участки в Карском море, разработкой которых она планирует заняться вместе с ExxonMobil.

В свою очередь, «Газпрому» в мае были предоставлены четыре лицензии в Баренцевом море, кроме того, он приобретает еще семь участков в Карском море у побережья полуострова Ямал.

США. Арктические ресурсы американской Аляски рассредоточены по пяти крупным территориям: Арктическому национальному заповеднику (ANWR), центральной части Арктики (Central Arctic), так называемому Национальному нефтяному резерву Аляски (NPRA), а также на шельфе моря Бофора и Чукотского моря.

Наиболее перспективной для коммерческого освоения в настоящее время считается шельфовая территория моря Бофора, поскольку, во-первых, запасы углеводородов там залегают на относительном мелководье и, во-вторых, они находятся ближе всего к инфраструктуре давно действующей Транс-Аляскинской трубопроводной системы (TAPS), тогда как нефтегазовые ресурсы Чукотского моря, напротив, по большей части спрятаны на большой глубине и расположены на значительном расстоянии от той же TAPS.

По предварительным оценкам американских экспертов, первая нефть из моря Бофора должна быть добыта уже в 2020 году, тогда как к коммерческой разработке нефтяных месторождений Чукотского моря, скорее всего, приступят несколькими годами позже.

Самым активным игроком на аляскинском нефтяном поле на протяжении многих лет является транснациональный гигант Royal Dutch/Shell. В свою масштабную программу освоения ресурсов американской Аляски компания к настоящему времени уже инвестировала порядка 4,5 млрд долларов, заплатив в том числе 2,2 млрд долларов американскому государству за получение лицензий на разработку более 400 участков аляскинского шельфа.

После долгих законодательных и экологических проволочек Shell добилась было в прошлом году всех официальных разрешений на начало буровых работ в 2013 году. Шелловские скважины в море Бофора должны были стать первыми действующими офшорными точками будущей добычи углеводородов в американской Арктике.

Однако после крайне некстати случившейся аварии бурового судна Shell, севшего на мель у побережья Аляски в конце 2012 года, американское правительство поспешило ввести временный мораторий на дальнейшую разведактивность компании вплоть до предоставления руководством последней детальной документации по затеваемым проектам и гарантий безопасного бурения.

Отметим также, что другой нефтяной гигант, ConocoPhillips, еще в 2008 году получил право на разведку более 90 участков на шельфе Чукотского моря. Компания планировала начать разведочное бурение уже в 2014 году, однако после инцидента с Shell благоразумно решила пока отложить его до лучших времен.

Канада. Канадское правительство дало официальную отмашку началу проведения разведочных работ в арктической зоне еще в 70-х годах прошлого века.

Первое разведочное бурение было осуществлено в 1972 году и позднее только в одном море Бофора было сделано порядка 90 тестовых скважин (еще тридцать с лишним скважин было пробурено в районе северных арктических островов Канады). Однако уже к началу 1990-х, на фоне обрушения мирового нефтяного рынка и прекращения госсубсидирования, вся эта исследовательская активность была приостановлена, и за последующие пятнадцать лет в канадской Арктике не было сделано ни одной новой скважины.

Возрождение интереса к канадским ресурсам углеводородов вроде бы наметилось лишь во второй половине 2000?х, в частности в 2007–2008 годах было выдано шесть лицензий на разработку крупных участков в море Бофора. Однако, по данным недавнего доклада (декабрь 2011 года) National Energy Board, с 1991 года отвечающего за лицензирование нефтегазовых проектов в арктической зоне Канады, никакой буровой активности на этой территории не наблюдается и новых лицензионных заявок в ведомство не поступало.

Единственным светлым пятном на этом унылом фоне можно пока считать лишь недавнее соглашение между двумя нефтяными тяжеловесами, Chevron и Statoil, о создании СП, которое должно заняться поисково-разведочными работами во все том же море Бофора (предварительно анонсировалось, что они могут начаться уже в этом году).

Впрочем, как отмечают рыночные аналитики, отсутствие сколько-нибудь заметного прогресса в освоении углеводородных ресурсов канадской Арктики пока во многом, как и в случае с США, связано с тем, что у Канады есть немалые ресурсы наращивания добычи на уже разрабатываемых традиционных и новых месторождениях. В 2012 году Канада ежедневно добывала 291,5 тыс. баррелей плотной нефти (нефтеносных сланцев), а общий объем добытого ею сланцевого газа составил 0,7 трлн кубических футов (данные американского EIA; для сравнения: США в 2012 году добыли 9,6 трлн кубических футов сланцевого газа, а сланцевая нефть ежедневно добавляла в американскую энергетическую копилку 1,9 млн баррелей).

Норвегия. Нефтегазодобыча Норвегии распределена между тремя большими зонами — шельфами Северного, Норвежского и Баренцева морей.

Наибольший вклад в национальную экономику на протяжении последних нескольких десятилетий вносили месторождения Северного моря, расположенные ниже Полярного круга. Однако после достижения пиковой отметки в 2001 году (3,4 млн баррелей в день) добыча североморской нефти стала устойчиво сокращаться, и норвежское правительство было просто вынуждено обратить повышенное внимание на альтернативные проекты в арктической зоне.

Еще в 1981 году государство начало выдавать лицензии на разведку в Баренцевом море, и в том же году крупнейшая госкомпания Statoil объявила об открытии группы крупнейших газовых месторождений Snohvit.

В течение последующих тридцати лет Statoil и ряд других зарубежных компаний проводили активные поисково-разведочные работы в норвежской Арктике и пробурили в общей сложности более 80 скважин.

К настоящему времени власти Норвегии провели уже 21 концессионный раунд по распределению лицензий на шельфовое бурение. При этом Баренцево море в последние годы, безусловно, стало приоритетной зоной этой деятельности: из 86 лицензионных площадей, выставленных в Норвегии на последний, 22-й, лицензионный раунд, 72 участка находятся в Баренцевом море.

На осень 2013 года запланирован очередной раунд, в ходе которого будут распределены лицензии на бурение еще 23 участков, причем речь идет о юго-восточной части морского шельфа бывшей серой зоны Баренцева моря, соглашение о равном разделе которой в 2010 году подписали Дмитрий Медведев и премьер-министр Норвегии Йенс Столтенберг .

Statoil располагает самым северным в мире производственным комплексом по производству сжиженного природного газа (в районе Хаммерфеста), который ежедневно перерабатывает 48 тыс. б.н.э., поступающих с флагманского арктического месторождения Snohvit.

Согласно официальным планам Statoil, к 2020 году компания рассчитывает выйти на уровень добычи порядка 1 млн б.н.э. в сутки по всем подконтрольным ей арктическим скважинам. При этом особые надежды норвежцы связывают с огромными газовыми месторождениями Skrugard и Havis: по предварительным оценкам специалистов Statoil, Skrugard, открытый в 2011 году, может стать самым большим офшорным месторождением в истории нефтегазодобычи Норвегии.

Гренландия. Автономное правительство Гренландии на протяжении многих лет активно пытается привлечь к своим потенциальным углеводородным ресурсам внимание иностранных инвесторов, рассчитывая с их помощью найти новый мощный источник пополнения своего небогатого бюджета, регулярно подпитываемого пока лишь за счет рыболовного промысла и дотаций из казны Дании.

Первые разведочные нефтяные скважины были пробурены в Гренландии еще во второй половине 1970-х, однако все шесть тестовых попыток (в 1976-м, 1977-м и, после перерыва, в 1990 годах) оказались не слишком обнадеживающими: доказательств наличия сколько-нибудь значительных запасов углеводородов тогда найти не удалось.

После почти двадцатилетней паузы гренландскими нефтегазовыми ресурсами неожиданно заинтересовалась независимая британская компания Cairn Energy, которая и стала первооткрывателем местных месторождений углеводородов летом 2010 года. В ноябре того же года эта компания получила от гренландского правительства первые офшорные лицензии на исследование шельфа у западного побережья острова.

Cairn Energy инвестировала в поисково-разведочные работы в общей сложности около 1 млрд долларов, но итоговый результат первого этапа бурения в 2010–2011 годах восьми тестовых скважин оказался для нее весьма плачевным: ничего заслуживающего особого внимания специалисты британской компании так и не нашли.

Помимо Cairn Energy лицензиями на гренландские участки шельфа также про запас пока обзавелись Shell и Statoil.

В этом году гренландское правительство рассчитывает закинуть очередную лицензионную удочку, предложив в качестве приманки шельфовые участки, расположенные к северо-востоку от острова.

Исландия/ Китай. В июне 2013 года к длительному процессу дележа арктического нефтегазового пирога с непонятной начинкой неожиданно подключился последний теневой игрок — Исландия.

Точнее говоря, в этой большой игре решил принять активное участие Китай, добившийся в мае этого года статуса полноправного наблюдателя в Арктическом совете. Китайская госкомпания CNOOC подала совместно с исландской Eykon Energy официальную заявку на получение лицензии на освоение шельфового месторождения в районе острова Ян-Майен, находящегося между Гренландским и Норвежским морями.

Впрочем, справедливости ради следует уточнить, что китайцы уже давно пытаются получить прямой доступ к арктическим углеводородам. Так, CNPC (Китайская государственная нефтяная корпорация) в марте этого года подписала соглашение с «Роснефтью» о совместном исследовании потенциала Западно-Приновоземельского участка в Баренцевом море и Южно-Русского и Медынско-Варандейского в Печорском.

Большие арктические амбиции Китая в ближайшем будущем, безусловно, могут стать одним из важнейших факторов, которые окажут заметное влияние на дальнейшую активизацию процесса промышленного освоения углеводородных ресурсов Северного Ледовитого океана и его сателлитных морей.

Согласно официальным заявлениям китайского руководства, к 2020 году Китай рассчитывает направить через тающие ото льда арктические воды 15% своего внешнеторгового грузопотока. Власти КНР также начали реализацию широкомасштабной программы строительства собственного ледокольного флота, ну а огромный интерес Китая к энергетическим ресурсам Арктики, думается, можно понять и без дополнительных объяснений.       

Карта

Крупнейшие инвестиционные объекты на Крайнем Севере России

График 1

Региональное распределение потенциальных запасов нефти (с учетом жидких фракций природного газа, NGU в Арктике)

График 2

Региональное распределение потенциальных запасов природного газа в Арктике

График 3

Структура потребления первичной энергии по видам топлива в мире на 2010 и 2040 годы (базовый сценарий)

График 4

Прогноз общемирового объема потребления нефти и прочих видв жидкого топлива в странах ОЭСР и остальном мире (не ОЭСР), 2011 и 2040 гг.

График 5

Прогноз средних рыночных цен на нефть марки Brent по трем альтернативным сценариям на период до 2040 года

График 6

Прогнозные средневзвешенные цены на газ по региональным рынкам, базовый сценарий