До настоящего времени недостаточно используется крупная сырьевая база газового конденсата, запасы которого составляют 1,88 млрд. т. Основные запасы конденсата (62%) разведаны в Западной Сибири и сконцентрированы в шести наиболее крупных месторождениях севера Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское и в ачимовских пластах Восточно-Уренгойского и Ново-Уренгойского месторождений).
Степень выработанности запасов велика не только в "старых" районах добычи нефти (Урало-Поволжье, Северный Кавказ, суша о-ва Сахалин), значительно выработаны крупнейшие месторождения в Западной Сибири: Самотлорское (65%), Федоровское (58%), Мамонтовское (72%); в республике Коми: Усинское (58%); в Урало-Поволжье: Ромашкинское (85%), Арландское (77%).
Ухудшилась резервная база нефтяной промышленности. В первую очередь используются наиболее крупные месторождения с опережающей отработкой высокодебитных залежей. В фонде подготовленных по России разрабатываемых месторождений средние запасы каждого из них составляют примерно 58%, а среди разведываемых — 44%. Крупные месторождения подготовлены и разведываются только в неосвоенных регионах Восточной Сибири, Республики Саха и шельфах морей.
Вплоть до 1992 г. отборы нефти восполнялись приростом запасов более чем в 2 раза. "Критическое" значение 200% принято в связи с тем, что значительная часть прироста запасов, составляющих сырьевую базу добычи в будущем, расположена в новых неосвоенных районах. За период 1986—1990 гг. прирост запасов нефти и конденсата составил 6,9 млрд. т. Было открыто 515 месторождений нефти и газа, в том числе 46 крупных и 113 средних по запасам. Средние запасы новых открытых месторождений составили по нефти 10,8 млн. т, по газу — 69,6 млрд. м3.
В следующем пятилетии 1991—1995 гг. прирост запасов нефти и конденсата не превысил 2,3 млрд. т (снижение в три раза). Открыто не более 215 месторождений, из них крупных — 7, средних по запасам — 28. Средние запасы новых месторождений составили по нефти 3,8 млн. т, по газу 11,5 млрд. м3. Происходит не всегда оправданное списание запасов нефти по ранее оцененным месторождениям, составляющее до 450—470 млн. т в год.
Запасы нефти были и остаются основным активом нефтяной компании. Этот актив можно использовать как в натуральной форме — добыть и реализовать, так и в форме ценных бумаг (например, фьючерс или опцион), которые можно продать на фондовом рынке. По этому показателю большинство зарубежных нефтяных компаний уступает российским компаниям. Даже если учитывать аудированные запасы российских компаний только по международным стандартам (life index), то обеспеченность их добычи запасами оказывается выше, чем у крупных международных компаний.
Существуют различия в понятии "запас" в зарубежной практике и в России. Известно несоответствие запасов Proved по классификации SPE запасам А + В + С1 по российской классификации. Это вызвано отчасти историей развития нефтяного бизнеса в России и за рубежом. Большинство зарубежных нефтяных компаний обладает меньшей ресурсной базой, чем российские. Это связано с тем, что до 90% этих запасов были разведаны или вовлечены в разработку в период существования СССР, когда вопросам экономичности извлечения уделялось меньше внимания. Бизнес российских компаний всегда был сосредоточен на стадии разведка—добыча. Следующие шаги технологического процесса (вертикальная интеграция, развитие переработки, маркетинг нефтепродуктов и продуктов нефтехимии) достаточно явно выражены только у компании Лукойл, которую по этим показателям можно сравнивать с крупнейшими зарубежными компаниями.
Международная классификация доказанных запасов (Proved Reserves) складывается из трех категорий, из них две — доказанные эксплуатируемые запасы (Proved Developed Producing) и доказанные разработанные неэксплуатируемые запасы (Proved Developed Nonproducing) — не требуют капвложений. Третья — доказанные неразработанные запасы (Proved Undeveloped) — не гарантирует прибыли инвесторам без новых капвложений. Эти показатели используются в международных методиках для оценки нефтяных компаний.
Доля неразработанных запасов у российских компаний (табл. 1.3) значительно выше, чем у их зарубежных аналогов, что соответствующим образом отражается на их стоимости. В результате при оценке акционерного капитала российских компаний стоимость барреля нефти в запасах оценивается в 0,2—0,5 долл., в то время как у зарубежных — в десятки раз выше. Специалисты считают, что зарубежные компании переоценены (что характерно в целом для развитых стран и составляет основную потенциальную угрозу фондового и финансового кризиса), а российские — значительно недооценены (это составляет основную проблему привлечения инвестиций через продажу пакетов акций нерезидентам).
У западных нефтяных компаний (Total, BP Amoko, Texaco, Chevron, Mobil) доля запасов Proved Undeveloped составляет в среднем около 25%.
Запасы природного газа. В настоящее время 80% газа добывается Газпромом на месторождениях с падающей добычей. Дефицит ресурсов газа к концу 1999 г. составлял 20 млрд. м3, а к 2001 г. вырастет до 45—50 млрд. м3, т.е. составит около 10% годовой добычи. Такая ситуация уже привела к снижению подачи газа электростанциям. В перспективе это грозит энергетическим кризисом и потребует пересмотра энергетической стратегии России.
Современная добыча газа в России базируется на трех месторождениях-гигантах, из которых Медвежье уже вошло в стадию падающей добычи, Уренгой близко к этому состоянию, а Ямбург пока работает на пике своих возможностей. Инвестиции в газовую отрасль на 80% направляются на возмещение выбытия мощностей, их ремонт и реконструкцию, чтобы обеспечить достигнутый уровень добычи и транспорта.
Для компенсации добычи на основных месторождениях и обеспечения прироста добычи под новые контракты в ближайшие годы необходима реализация альтернативных вариантов:
· выход на новые регионы с вводом в эксплуатацию крупнейших месторождений Ямальской группы и Штокмановского — эффект экономии от масштаба будет снижен ввиду высоких стоимости освоения и транспортных расходов;
· более интенсивное использование ресурсов в Надым-Пур-Тазовском и прилегающих районах, где частично есть инфраструктура, но повышаются расходы, свойственные поздней стадии развития нефтегазоносной провинции (при освоении крупнейшего месторождения Заполярное в 1999—2001 гг. расходы на 1000 м3 составят около 900 руб., против 50—100 руб. в сопоставимых ценах на Уренгойском и Ямбургском месторождениях в 80-е годы).
Перспективные районы по углеводородным ресурсам. Континентальный шельф арктических морей России общей площадью 3,9 млн. км2 (по оценке специалистов на начало 1999 г.) содержит 100 млрд. т углеводородов (в нефтяном эквиваленте). Наиболее изученными являются недра шельфов Баренцова, Печерского и Карского морей, запасы которых, по предварительным прогнозам, составляют 54 млрд. т углеводородов. Здесь открыто 11 месторождений нефти и газа, пять из которых по запасам относятся к гигантским: Штокмановское и Ледовое — газоконденсатные, Ленинградское, Русановское — газовые, Приразломное — нефтяное. Таким образом, на российском шельфе Арктики открыты Баренцевоморская нефтегазоносная провинция и Карская нефтегазоносная область, являющаяся продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
В соответствии с оценками и учетом добычи и прироста запасов нефти и газа доля неразведанных ресурсов (категории С3 и D) нефти в России составляет 57,5%, а природного газа более 70% общего потенциала в недрах. Неразведанные ресурсы нефти превышают накопленную добычу, текущие (А-В-С1) и предварительно выявленные запасы промышленных категорий на известных месторождениях (С2) за 130 лет существования нефтяной промышленности.
Неразведанные ресурсы природного газа в 2,3 раза превышают добытые, текущие, разведанные и предварительно выявленные его запасы. Распределение неразведанных запасов углеводородов (нефти, газа и конденсата) по регионам России приведено в табл. 1.4.
Из других энергоносителей наиболее крупными являются запасы каменного угля. Неразведанные запасы угля уникальны (порядка 5 трлн. т). Все это, по мнению экспертов, свидетельствует о высокой надежности долговременного развития ТЭК России с учетом удовлетворения собственных потребностей и экспорта. Главная проблема состоит в привлечении инвестиций, внедрении современных технологий и организации работ на всех этапах геологоразведки, добычи и переработки нефти и газа.
Освоение существующих месторождений допускает значительное расширение за счет применения новых технологий извлечения, в том числе тяжелой нефти. Всего в России разведано 9 млрд. т трудноизвлекаемых запасов нефти. Ее распределение по регионам неравномерно. В Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции (7,2% разведанных запасов) она составляет 50%. В основном "тяжелая" нефть сконцентрирована на обустроенных территориях Ярегского и Усинского (начало разработки в 1977 г.) месторождений.
Долгосрочная перспектива развития добычи нефти и газа — освоение прибрежных шельфов. В российских прибрежных водах разведано пригодных для добычи 150 млрд. т нефти и газа. Освоение этих районов позволило бы, по мнению аналитиков, параллельно решить задачу конверсии дальневосточных и северных судостроительных заводов. Основная часть запасов нефти и газа российского шельфа — порядка 80% начальных суммарных ресурсов — приходится на замерзающие акватории Баренцева, Печерского и Карского морей, которые характеризуются тяжелым ледовым режимом, суровыми природно-климатическими условиями и слаборазвитой береговой инфраструктурой.
Наиболее подготовленным к практическому освоению является шельф Печерского моря. В структуре капитальных затрат на обустройство пионерского месторождения стоимость морских ледостойких стационарных платформ составит около 45%, стоимость бурения скважин — 15—20%. При этом себестоимость добычи нефти на первоочередных объектах освоения Печерского моря будет снижаться с 20 до 14 долл./т. Цена нефти на промысле составит 80—90 долл./т.