Согласно оценке экспертов Минвостокразвития, благодаря предлагаемым поправкам станет возможным запуск трех крупных нефтяных проектов с инвестициями 10 трлн рублей.
Преференции делятся на несколько групп — шельфовые проекты, производство СПГ и газохимия, освоение новых месторождений нефти в Восточной Арктике, добыча твердых полезных ископаемых и недобычные проекты.
Льготы, связанные с добычей углеводородов на шельфе, будут предоставляться по аналогии с действующими условиями налогообложения. Для категории новых морских месторождений налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в течение 15 лет составит 5% на добычу нефти и 1% на добычу газа.
Интерес к газохимии
В последнее время нефтегазовые компании всё больше проявляют заинтересованность к газохимическому производству в Арктике. Развитие технологий в этой сфере является перспективным направлением, отмечают отраслевые эксперты. Оно активно расширяется в странах с развитыми экономиками и соответствует экологическим и климатическим трендам.
В рамках поддержки газохимических и СПГ-проектов в Арктике льготы, предоставленные «НОВАТЭКу» при строительстве «Ямал СПГ», решили распространить на аналогичные программы. Для СПГ производств планируется предусмотреть нулевую ставку НДПИ в течение 12 лет.
«Газпром», по данным СМИ, готовит проект строительства газохимического комплекса на полуострове Ямал. Речь идет о производстве полимеров на базе Бованенковского кластера. Предполагаемая мощность завода — 3 млн т полиэтилена и полипропилена в год. Предварительная оценка стоимости проекта составляет $15 млрд, или 1 трлн рублей.
Бованенковский кластер включает в себя три месторождения — Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское. Они составляют основу нового центра газодобычи на Ямале, в развитие которого «Газпром» активно инвестирует последние 10 лет.
В 2023 году компания рассчитывает начать промышленную добычу сеноманского газа на Харасавэйском месторождении, в 2025 году — на Крузенштернском. Суммарная добыча, на которую рассчитывает выйти «Газпром», составляет 180 млрд куб. м газа в год.
Заполярный долгострой
На Ямале «Газпром» реализует газохимический проект — «Новоуренгойский газохимический комплекс» (НГХК). В апреле он переименован в «Газпром Новоуренгойский газохимический комплекс». Это крупнейший в России проект по глубокой переработке попутных нефтяных и легких углеводородных газов. Проектная мощность производства рассчитана до 400 тыс. т полиэтилена низкой плотности различных марок в год.
Кроме основной продукции создаваемое предприятие планирует производить широкую фракцию углеводородов и метановую фракцию. В качестве сырья для получения этилена и полиэтилена будет использоваться газ, добываемый на Уренгойском газоконденсатном месторождении.
Решение о строительстве НГХК принято в 1993 году. Тогда же завезли все необходимое для строительства оборудование, но с 1996 года из-за недостатка финансирования монтаж приостановили, гарантия на оборудование закончилась. Сроки запуска комплекса не раз переносились.
В 2015 году стройкой поручили заниматься дочерней компании госмонополии — «Газпром центрремонту». В 2017 году один из генеральных подрядчиков — производственная фирма «ВИС» прекратила работу в проекте. В 2019 году «Газпром центрремонт» перестал быть управляющей компанией НГХК.
В конце января 2020 года стало известно, что «Газпром» намерен отказаться от услуг иностранных инжиниринговых компаний Linde AG и Tecnimont S.p.А, которые разрабатывали проекты установок этилена и полиэтилена. У госмонополии были претензии к качеству работ иностранных инженеров.
Сейчас для продолжения строительства НГХК могут привлечь нового эксперта — «СИБУР». Для этого будут проведены диагностические работы, инженерные изыскания и подготовлена проектная документация, необходимая для завершения строительства комплекса. По результатам выполнения «дорожной карты» стороны примут решение о дальнейшем взаимодействии. Сроки запуска НГХК перенесены на 2022 год.
Возможность построить газохимический комплекс у побережья Обской губы изучает «ЛУКОЙЛ». Речь идёт о производстве метанола, этана и сжиженного углеводородного газа. Инвестиции в проект оцениваются в 610 млрд рублей.
Освоение Арктики может стать перспективным направлением для компании. В последнее время в рамках развития бизнеса всё больше внимания привлекает Большехетская впадина, где у «ЛУКОЙЛа» есть лицензии на разработку ряда газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.
«Восток Ойл»
Добыча углеводородов сосредоточена в западной части арктического региона, однако есть большой потенциал и на востоке Арктики — севере Якутии, в Красноярском крае, на Чукотке. В нынешних налоговых условиях разработка проектов здесь не привлекательна. Доходность инвестиций оказывается ниже нуля в связи с большими затратами. В арк-тическом регионе, например, очень дорогое бурение, стоимость которого, по данным Минэнерго, составляет от $500 млн до $1 млрд за одну скважину. В этой связи предусматривается нулевая ставка НДПИ в течение первых 12 лет.
В пакете законопроектов о системе преференций в Арктике группа льгот предназначена для арктических месторождений на суше в новых нефтегазовых провинциях. Это преимущественно новые участки «Роснефти» в Красноярском крае, а также совместное предприятие госкомпании с британской ВР — «Ермак Нефтегаз» и проект Пайяха.
«Роснефть» в партнерстве с «Нефтегазхолдингом» ведёт работу по формированию новой нефтегазовой провинции на Таймырском полуострове, которая обладает большим потенциалом углеводородов. Речь идёт о проекте «Восток Ойл», где уже осуществляется поисково-разведочное бурение.
Проект «Восток Ойл» объединяет ресурсную базу Ванкорского кластера, который включает в себя крупнейшие месторождения — Ванкорское, Сузунское, Тагульское и Лодочное, а также перспективные нефтеносные площадки на севере Красноярского края, такие как — Западно-Иркинский участок и Пайяхская группа месторождений, принадлежащая «Нефтегазхолдингу».
Пайяха в 2019 году, по данным Минприроды, дала крупнейший прирост запасов в России — 1,05 млрд т по категориям C1+C2.
Вопрос 10 трлн рублей
В рамках реализации этого проекта «Роснефть» начала бурение поисково-оценочной скважины N31 на Западно-Иркинском месторождении — 400 км севернее Полярного круга. Для этого обустроен вахтовый поселок. Проектное решение по строительству скважины предусматривает бурение на глубину 4,2 тыс. м с отходом от вертикали 1,2 тыс. метров. В дальнейшем для полномасштабного освоения месторождения планируется привлечь более 200 буровых установок в арктическом исполнении.
Ресурсы Западно-Иркинского месторождения составляют более 1 млрд т углеводородов. На первом этапе этот актив будет флагманским. Общий ресурсный потенциал «Восток Ойла» составляет 5 млрд т легкой малосернистой нефти, превосходящей по своим качествам марку Brent. Ожидается, что потенциал роста добычи в 2024 году составит 25 млн т, в 2027 году — 50 млн т, а в 2030 году — 115 млн тонн.
Реализация проекта позволит ежегодно увеличивать ВВП России на 2%. Общий объем инвестиций госкомпания оценивает в 10 трлн рублей. Всего в рамках реализации проекта планируется создать 15 промысловых поселков, проложить 800 км магистральных труб и 7 тыс. км — внутрипромысловых. Помимо этого, предстоит возвести 3,5 тыс. км электросетей и создать 2 тыс. МВт электрогенераций.
Транспортная инфраструктура проекта
Для выхода «Восток Ойл» на промышленные объемы понадобится строительство масштабной инфраструктуры в Арктике. Предстоит возвести 10 небольших аэропортов, предназначенных для обслуживания вертолётов, а также 3 полноценных аэродрома.
Чтобы наладить круглогодичную транспортировку нефти по Северному морскому пути, согласно расчётам госкомпании, нужно построить 50 судов ледового класса. Работа в этом направлении уже ведётся на судоверфи тяжелого гражданского судостроения «Звезда». Первоначально вывоз нефти по Севморпути будет осуществляться с использованием 10 танкеров дедвейтом 120 тыс. тонн. Маршруты транспортировки предполагают вывоз нефти и в Европу, и в Азию.
Свыше 100 млн т углеводородов в год, добываемых на месторождениях проекта, будут перевозиться по СМП. Одним из ключевых объектов станет «Бухта Север» — крупнейший в арктической зоне морской порт. Нефтеперевалочный терминал с таким же названием планируется ввести в эксплуатацию в 2024 году. Мощности будут расти соразмерно развитию проекта.
Чтобы запустить «Восток Ойл» в срок — к 2024 году, «Роснефти» нужно за короткое время организовать поставки грузов и материалов на Крайний Север. По мнению руководства компании, сейчас всё идёт по плану.
Северные амбиции «Роснефти»
Из действующих добычных арктических проектов, помимо Ванкора, госкомпания совместно с «Газпром нефтью» ведет освоение Мессояхской группы месторождений, а также Куюмбинского месторождения. Нефть этих проектов занимает ощутимую долю в добыче «Роснефти».
В 2014 году ВИНК вместе с американской ExxonMobil открыла месторождение «Победа» в Карском море. Предварительная оценка ресурсной базы составляет 338 млрд куб. м газа и более 100 млн т нефти.
Старт проекту на континентальном шельфе Восточной Арктики — бурению скважины Центрально-Ольгинская-1 на Хатанге был дан в 2017 году. Ресурсный потенциал только по морю Лаптевых, по оценке специалистов, составляет 9,5 млрд т нефтяного эквивалента.
«Росшельф»
В конце прошлого года министерство РФ по развитию Дальнего Востока и Арктики разработало проект федерального закона, который предполагает создание государственной корпорации «Росшельф» по освоению арктического и дальневосточного континентального шельфа. Законопроектом предусмотрено делегирование госкорпорации полномочий на представление интересов государства в проектах, направленных на добычу углеводородов.
Кроме того, законопроект предусматривает введение новой системы предоставления прав пользования недрами, а также введение новой системы разовых платежей за пользование недрами. Предполагается допуск частных инвесторов к участию в проектах по освоению месторождений на шельфе на условиях вхождения в консорциумы с участием госкорпорации.
Однако в мае 2020 года от идеи создания «Росшельфа» в правительстве решили отказаться.
Задачи России в Арктике
В начале марта 2020 года президент России Владимир Путин подписал указ «Об основах государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2035 года». Согласно документу, основными национальными интересами в регионе провозглашаются развитие арктической зоны России в качестве стратегической ресурсной базы и ее рациональное использование в целях ускорения экономического роста, развитие Северного морского пути в качестве конкурентоспособной на мировом рынке национальной транспортной коммуникации.
Основы госполитики в Арктике являются частью системы документов, которые определяют новую арктическую стратегию России. В их числе пакет законопроектов о льготах для нефтегазовых проектов в Арктике, учитывающий преференции для новых проектов в регионе. Среди основных документов — «Стратегия развития Арктической зоны России и обеспечения национальной безопасности на период до 2035 года». Проект этого документа Минвостокразвития 7 мая внесло в правительство.
Надежды на развитие региона
Крупнейшими осадочными бассейнами в российской части Арктики являются Восточно-Баренцевский, Южно-Карский, Лаптевский, Восточно-Сибирский и Чукотский. Наибольшая часть ресурсов российской Арктики — 94% общего объёма, сосредоточена в западной части. Неразведанные запасы восточной части сосредоточены вдоль континентального склона и в глубоководном бассейне.
Российские власти хотят заинтересовать недрапользователей в освоении региона, учитывая выработанность основных месторождений отечественных нефтедобывающих компаний. Планируется стимулирование разработки арктических месторождений административными методами и с помощью налогов.
В перспективе до 2025 года основным источником добычи нефти, по мнению экспертов, остаются акватории Баренцева и Печорского морей, причем объем производства будет определяться только Приразломным месторождением.
В акватории Обской и Тазовской губ промышленная разработка планируется компанией «Газпром добыча Ямбург» на Северо-Каменномысском месторождении, запасы газа которого оцениваются в 555 млрд кубометров.
