ГАЗОВІ ПЕРСПЕКТИВИ
Як відомо, вуглеводні в Україні — основні енергоносії, їхня частка в балансі енергоресурсів перевищує 40%. Україна належить до держав із дефіцитом власних енергоресурсів, задовольняючи протягом останніх років за рахунок власного видобутку потреби у природному газі на 28%, у нафті — на 20 відсотків.
Одним зі шляхів зміцнення енергонезалежності держави є збільшення власного видобутку нафти і газу, зазначають фахівці Мінпаливенергетики. Обсяг власного видобутку торік становив більш ніж 20,1 млрд кубометрів газу та 3,5 млн т нафти. Зокрема, підприємствами «Нафтогазу» видобуто 3,2 млн т нафти і 18,3 млрд кубометрів газу. НАК «Надра України» та інші підприємства видобули 294 тис т нафти і 1,7 млрд кубометрів газу.
Останніми роками майже 80% обсягів пошуково-розвідувального буріння на нафту і газ, 90% приросту розвіданих запасів вуглеводнів забезпечує «Нафтогаз». У країні 385 родовищ нафти і газу, більшість з них комплексні й зосереджені у трьох регіонах: східному — 228 родовищ, західному — 112, південному — 45.
Початкові видобувні запаси вуглеводнів на наших родовищах становлять 9 трлн кубометрів газу, нерозвідані — 6 трлн, нафтовий і газовий конденсат сягає трильйон тонн. Головною складовою підтримання збільшення видобутку вуглеводнів є відкриття нових родовищ і газоносних горизонтів за рахунок ущільнення сітки буріння.
Одначе протягом 1990-х ресурсна база майже не відновлювалася, бо рівень видобутку газу набагато перевищував приріст нових розвіданих запасів. «Проїдання» запасів 1950–1980-х припинилося лише у 2000-му, коли вперше приріст запасів газу перебільшив його видобуток. Відтоді з'явилися підстави для зростання видобутку газу на більш-менш віддалену перспективу.
Національною програмою «Нафта і газ України до 2010 р.» передбачалося, що у 2010-му «Нафтогаз» доведе обсяг пошуково-розвідувального буріння до 418 тис м, а приріст розвіданих запасів вуглеводів — до 46,6 млн т умовного палива. За нинішніх обсягів пошуково-розвідувального буріння компанії вдається лише компенсувати приростом запасів поточний видобуток. Для стабільного нарощення видобутку, як свідчить світова практика, приріст запасів у два-три рази має перевищувати обсяг видобутку. Фактично обсяг пошуково-розвідувального буріння на підприємствах «Нафтогазу» торік становив 76,3% планового (151,8 тис. м за плану 199 тис. м). Порівняно з 2009 роком обсяг розвідувального буріння зменшився на 2,6 тис. м.
Основна причина — недостатній обсяг коштів для геологорозвідувальних робіт. Джерелами їх фінансування є видатки зі спецфонду держбюджету, які формуються за рахунок надходжень від зборів, що сплачують гірничодобувні підприємства за геологорозвідувальні роботи.
Приміром, торік підприємствам «Нафтогазу» нараховано збір за геологічні роботи на 251 млн грн. Вони перерахували до бюджету 251 млн, а отримали 63 млн за ліміту 191 млн. Тож, зазначають фахівці, потрібні зміни у плануванні розвитку геологорозвідувальних робіт. Вони повинні стосуватися використання ресурсної бази вуглеводів і обсягів глибокого буріння, що мають відповідати визначеній кількості ресурсів цієї бази за видами вуглеводів, окремо на нафту і газ. Основним завданням є обґрунтування обсягів буріння, які в ринкових умовах мають відповідати не середньостатистичним показникам попередніх років, а рентабельній частці перспективних прогнозних ресурсів.
Обсяги сейсморозвідки глибокого буріння мають бути реальні й враховувати певні умови та особливості. Значне погіршення якості підготовки структур об'єктів до глибокого буріння та їх незначні перспективні ресурси вимагають проведення попередньої геологічно-економічної оцінки кожного об'єкта і вилучення з їхнього переліку економічно нерентабельних.
Слід максимально використовувати поточні ресурси вуглеводнів на глибині до 4–4,5 км. Поліпшення потребують показники глибокого буріння за рахунок покращення якісних характеристик і кількості резервного фонду структур. Оновлення технічної бази сейсморозвідки та математична обробка інформації в комплексі з науковим обґрунтуванням дають можливість очікувати достовірніших даних про пошукові об'єкти. Це приведе до поліпшення результативності глибокого буріння, що дає підстави для збільшення обсягу видобутку.
Такий оптимізований підхід, зазначають фахівці, не передбачає різкого збільшення обсягу буріння, отже, не вимагає значного зростання капітальних вкладень. Щорічне збільшення бурових робіт має втримуватися на рівні 50–55 тис. м і забезпечувати пріоритет стабільного видобутку та приросту запасів вуглеводнів. При цьому приріст запасів не має бути менший за збільшення видобутку.
Перешкоди
Діяльності підприємств істотно перешкоджає ситуація, що склалася з видачею спецдозволів на користування надрами. Приріст запасів значною мірою залежить від нових площ, які відводять для пошукового буріння у межах отриманих дозволів. Для забезпечення підготовки структур пошукового буріння, наприклад, «Нафтогаз» має щороку отримувати не менш як дворазовий запас площ для проведення геофізичних робіт і вибору найперспективніших.
Щороку виникає необхідність продовження терміну дії ліцензії, бо її видають на короткий термін (п'ять років). Тож для забезпечення нормального проведення необхідних обсягів геологорозвідувальних робіт щороку треба отримувати 60-70 спецдозволів на геологічне вивчення надр. Неузгодженість деяких нормативних актів призводить до сповільнення процесу одержання спецдозволів на користування надрами. У «Нафтогазу» багато випадків, коли отримано позитивне рішення міжвідомчої робочої групи з питань надрокористування, але спецдозвіл не видано. Постійні зміни законодавства стосовно ліцензування діяльності з користування надрами призвели до того, що на «Нафтогаз», частка якого у видобутку газу і нафти перевищує 94%, припадає лише 60% виданих спецдозволів на користування нафтогазоносними надрами.
За раціонального використання розвіданих запасів вуглеводнів і нарощення обсягів геологорозвідувальних робіт є можливість значно збільшити видобуток газу і нафти в акваторії Чорного і Азовського морів. Проте лише за умови держпідтримки вітчизняних проектів, удосконалення системи надрокористування та законодавчих актів, що визначають інвестиційну політику, тож привабливість для залучення вітчизняного й іноземного капіталу.
Певна річ, що для збільшення власного видобутку нафти і газу потрібні значні капітальні вкладення, які складно забезпечити лише за рахунок ресурсів суб'єктів господарювання за чинної системи оподаткування і ціни на газ. Приміром, тільки на попереднє облаштування Суботинського родовища треба 1160 млн грн. Найнадійнішими інвесторами у цьому секторі є підприємства «Нафтогазу»: ДК «Укргазвидобування», АТ «Чорноморнафтогаз» і ВАТ «Укрнафта». Саме їхня діяльність забезпечує стабільне зростання обсягів видобування газу і нафти та є вагомим джерелом формування бюджету.
Запасів вуглеводів недостатньо для забезпечення стабільного нарощення власного видобутку, тому стратегічні завдання нафтогазового комплексу — нарощення обсягів видобування вуглеводнів і приріст їхніх запасів як основи для збільшення обсягів видобування. За нинішніх обсягів пошуково-розвідувального буріння «Нафтогазу» вдається компенсувати приростом запасів поточний видобуток.
Забезпечення у стислі терміни суттєвого нарощення приросту запасів вуглеводнів та їх видобутку можна досягти прискореною реалізацією найбільш інвестиційно привабливих проектів, які потребують пріоритетного фінансування, можливо, із залученням додаткових фінансових ресурсів.
Особливості
Сучасний стан сировинної бази нафтогазової промисловості України характеризується низкою особливостей, які необхідно враховувати при реформуванні галузі. Багато родовищ на пізній стадії розробки перетворюється на складно побудовані, запаси — на важковидобувні, а недиференційовані ставки рентної плати стимулюють відбір лише легких запасів, залишаючи багато вуглеводнів у надрах.
Особливої актуальності набуває проблема підвищення ефективності розробки родовищ зі складною геологічною будовою, ускладненими умовами розподілу вуглеводів. Необхідні нові технології, для них потрібні значні додаткові інвестиції. Тому важлива розробка гнучкого зрозумілого механізму оподаткування галузі з досягненням максимального балансу інтересів держави та надрокористувачів, за умови збереження економічних мотивацій для них.
Негативно впливає на фінансове становище нафтогазовидобувних підприємств, а отже, на перспективи стабілізації, нарощення видобутку газу і нафти відсутність диференціації рентних платежів залежно від геологопромислових умов їх видобування. Рентні платежі за видобуті нафту і газ становлять значну частку податкових зобов'язань нафтогазовидобувних підприємств — до 60% без ПДВ.
Система рентних платежів за нафту і газ установлює об'єктом оподаткування лише обсяг видобутих вуглеводнів, незалежно від умов їх видобування на різних родовищах. Це підриває сутність ренти як інструменту вилучення надприбутку і перетворює її характер на фіскальний. Система оподаткування не враховує стан сировинної бази держави, індивідуальні рентні можливості родовищ, створює нерівні конкурентні умови. До того ж ставки рентних платежів постійно змінюються, зазвичай у бік збільшення.
Альтернативи
Альтернативними видами вуглеводневої сировини є сланцевий газ, метан вугільних і міжвугільних товщ, метан у вільних шапках над родовищами вугілля, метан щільних колекторів. Вони характеризуються різними гірничо-геологічними умовами залягання та формування, потребують різних методів та методик пошуків і розвідки, розробки та видобування, витрат на освоєння. Проте всі вони класифікуються як важковидобувні. Перспективні запаси сланцевого газу в Україні — приблизно два трильйони кубометрів.
Проблемами метану наші фахівці займаються вже 15 років. У 2009-му було ухвалено Закон «Про газ (метан) вугільних родовищ». Він визначає правові, економічні, екологічні, організаційні засади діяльності у сфері геологічного вивчення газу (метану) вугільних родовищ, у тому числі дослідно-промислової розробки, видобування, вилучення його під час дегазації та подальшого використання як матеріального і енергетичного ресурсу.
Найпривабливішим для України є метан, який поділяється на метан уміщувальних порід і вугільних пластів як супутня корисна копалина та газ у вільних скупченнях у пісковиках і алевролітах над- і міжвугільними пластами.
На жаль, цілеспрямованим теоретичним і практичним дослідженням проблем та можливостей видобування природного газу і сланцевих газів в Україні системно не займалася жодна організація. Деякі дослідження одержання сланцевого газу в мелінітових сланцях Карпат проводили наприкінці минулого століття в Інституті геології і геохімії горючих корисних копалин у Львові.
Сланцевий газ у природних умовах надзвичайно розсіяний. Газонасичення порід сягає від десятих часток до кількох відсотків. Товщина продуктових пластів змінюється в значних межах від перших метрів до сотень метрів із глибиною залягання від перших сотень метрів до 3 тис. м і більше.
Найбільший досвід видобутку важковидобувних запасів газу є в компаній, що практикують на ринку. Собівартість цього газу коливається від 70 до 200 дол. Нині закордонні компанії, які мають досвід видобутку альтернативних видів газу, виявляють інтерес до співпраці з нашими компаніями щодо видобутку сланцевого газу. В Україні вивчають їхній досвід і опрацьовують питання взаємовигідного співробітництва.
Для зміцнення енергонезалежності, стимулювання роботи газової галузі необхідно, на думку фахівців, вирішити питання про надання спецдозволів на геологічне вивчення, а також дослідно-промислову розробку та видобування вуглеводнів без аукціонів для підприємств, що реалізують газ власного видобутку за регульованими державою тарифами. Варто зосередити видобуток вуглеводнів для задоволення потреб країни на підприємствах, частка держави у статутному фонді яких перевищує 50%, у господарських товариствах, понад 50% акцій яких перебувають у статутфондах інших господарських товариств, акціонером яких є держава.
Необхідною передумовою для успішної реалізації програм збільшення видобутку вуглеводнів в Україні й основними напрямами діяльності з нарощення видобування газу та нафти є прискорення введення в експлуатацію Одеського і Безіменного газових та Суботинського нафтового родовища в Чорному морі, освоєння структури Палласа і Скіфської площі на глибоководному шельфі Чорного моря. А також підвищення економічної ефективності буріння свердловин і вдосконалення системи розробки родовищ; підвищення ефективності та збільшення обсягів робіт з інтенсифікації видобутку газу і підвищення газоконденсатовіддачі родовищ.
Що стосується запровадження держмонополії на видобуток вуглеводнів, експерти нагадують, що Кодексом про надра передбачено: надра є власністю народу України і надаються лише в користування, зокрема для видобування корисних копалин. Їх користувачами можуть бути підприємства, установи, організації, громадяни України, іноземні юрособи та громадяни. Норми кодексу не містять обмежень, пов'язаних із формою власності користувачів надр, що створює умови для розвитку конкурентного середовища у нафто- і газовидобувній сфері.
Запровадження держмонополії на цей вид діяльності не сприятиме розвитку конкурентного середовища, вважають фахівці, що, у свою чергу, не сприятиме ефективному задоволенню суспільних потреб у відповідній продукції, ускладнить залучення приватних, зокрема іноземних, інвестицій, потрібних для розвитку галузі. Україна вибрала інвестиційний шлях розвитку економіки. Залучення вітчизняних і зарубіжних інвестицій у геологічне вивчення та експлуатацію родовищ вуглеводневої сировини доцільне, необхідне і взаємовигідне.
Олена КОСЕНКО
також у паперовій версії читайте:
назад »»»