Видобуток вітчизняного газу в поточному десятилітті коливається в межах 20–21 млрд кубів на рік і є досить стабільним починаючи з 2004 року. Споживання газу суттєво знизилось: якщо в середині минулого десятиліття воно сягало 75–76 млрд кубів на рік, під час економічної кризи 2008–2009 років упало до понад 50 млрд, то позаторік становило заледве більше 40 млрд кубів, а торік — 33,9 млрд.
Звісно, це є результатом падіння промислового виробництва внаслідок економічної кризи та воєнної агресії Росії. Видобуток же залишається досить сталим, хоча без належних інвестицій він може обвалитися, зазначають експерти. Низькі ціни на газ власного видобутку для державних компаній не сприяють його зростанню.
Підприємства НАК «Нафтогаз України» забезпечують 80% видобутку природного газу, 96% обсягу робіт із пошуково-розвідувального буріння, що дають 99% приросту розвіданих запасів вуглеводнів. При цьому частка приватних компаній поступово зростає. Якщо на початку 2000-го вона не перевищувала 3%, то у 2013 році вони забезпечили близько 11% видобутку газу, позаторік — 16%, а торік — 19,6%.

ПРОГНОЗИ
Останніми роками суттєвого зростання обсягів видобутку газу в Україні не спостерігається. За оцінками експертів, геологічні ресурси традиційного і нетрадиційного газу можуть забезпечити у 2030 році видобування в межах 60–70 млрд кубів газу, але за умови інвестування в галузь 10 млрд дол. щороку на етапі промислової розробки покладів нетрадиційного газу.
За прогнозами міжнародної консалтингової компанії HIS CERA, видобуток газу після 2030 року може перевищити 73 млрд кубів. Основним ресурсом може стати природний газ із нетрадиційних джерел та газ Чорноморського шельфу. Крім різкого збільшення інвестицій і реформи газового ринку, необхідною умовою помітного зростання видобутку газу експерти називають зміну законодавчої бази, покращення умов бізнесу для інвесторів включно з оподаткуванням.
На думку більшості експертів, прогнозні дані HIS CERA щодо видобування газу виглядали занадто оптимістичними навіть до агресії РФ проти України. І їх можна розглядати як теоретично можливі на віддалену перспективу.
Більш поміркований прогноз давало Агентство США з міжнародного розвитку (USAID) — за розвитку енергетики України зі збереженням поточних трендів і урядової політики помірні інвестиції у газовидобувну галузь дозволять наростити видобуток традиційного газу до 23,5 млрд кубів у 2020 році і до 25,7 млрд — у 2030-му.
Але запропоновані USAID та оновленою Енергетичною стратегією прогнози вже не є актуальними та вимагають перегляду через агресію Росії на Сході України та анексію Криму. Тож значного прогресу у видобутку шельфового та нетрадиційного газу в Україні в найближче десятиліття досягти буде неможливо.
За даними «Нафтогазу», розвідані запаси природного газу в країні становлять 1094 млрд кубів, прогнозовані ресурси — 4292 млрд. В акваторії Чорного та Азовського морів у межах виключної морської економічної зони України розвідані запаси оцінюються у 48 млрд кубів, прогнозовані ресурси — 1751 млрд.
При цьому на сьогодні на території України у трьох нафтогазоносних регіонах — Східному (Дніпровсько-Донецька западина і північно-західна частина Донбасу), Західному (Волинсько-Подільська плита, Прикарпаття, Карпати і Закарпаття) та Південному (Причорномор’я, Крим і шельф Чорного та Азовського морів) відкрито понад 120 родовищ природного газу.
На Східний регіон припадає більше 80% балансових запасів і близько 90% видобутку газу, на Західний — 13% балансових запасів і 6% видобутку. У Південному регіоні видобуток ведеться на суходолі і мілководному шельфі Чорного та Азовського морів. Сумарно видобуток у цьому регіоні — 5% від загального обсягу в країні, а балансові запаси — 6% від загальної величини. Однак зараз вони стали тимчасово недоступними через анексію Криму.
Майже половина нерозвіданих ресурсів вуглеводнів — у Дніпровсько-Донецькій западині. Прогнозується відкриття щонайменше п’яти великих, 20 середніх і понад 500 малих родовищ.
Є й альтернативні оцінки ресурсної бази традиційного газу в Україні. Так, за даними HIS CERA, доведені запаси традиційного газу сягають близько 700 млрд кубів, а початкові традиційні запаси та ресурси — 2,88 трлн кубів.

ДИНАМІКА

Обсяги видобутку традиційного газу в Україні протягом поточного десятиліття змінювалися несуттєво, перебуваючи у коридорі 20–21 млрд кубів на рік. Відсутність істотного прогресу експерти пояснюють тим, що тарифи на газ власного видобутку, які діяли останніми роками, не давали змоги покривати витрати видобувних компаній у повному обсязі, зокрема інвестувати кошти у розвиток галузі.
Навіть затвердження регулятором вищої закупівельної ціни на газ, що видобуває «Укргазвидобування», торік не призвело до очікуваного ефекту зростання інвестицій у розширення експлуатаційного буріння та збільшення видобутку, оскільки була підвищена ставка рентної плати до 70%. Це призвело до того, що з 1590 грн ціни, що її отримує підприємство за 1000 кубів видобутого газу, чистий прибуток — лише 93,9 грн. Та й то переважно на папері.
Ще одним фактором, який негативно впливає на динаміку видобутку газу, експерти називають падіння обсягів пошуково-розвідувального та експлуатаційного буріння. Нині 70% геологорозвідувального буріння та весь обсяг експлуатаційного буріння в Україні забезпечують підприємства «Нафтогазу».
Як наслідок — упродовж останнього десятиліття щорічний приріст запасів газу в Україні заледве покриває його видобуток, а коефіцієнт заміщення видобутих обсягів газу новими запасами в останні 20 років — нижче 100%.
Не стимулює збільшення видобутку і структура ресурсної бази природного газу в Україні: розвідані запаси виявлених дотепер родовищ не дозволяють забезпечити стабільне нарощування обсягів видобування газу. Експерти констатують, що у виявлених родовищах незначні його запаси, 75% родовищ мали початкові запаси менше 10 млрд кубів. До того ж основні родовища розробляються 40–60 років і значною мірою виснажені. З початкових видобувних запасів газу вже видобуто дві третини.
Більше 15% розвіданих запасів газових родовищ в Україні за критеріями виснаженості покладів та колекторських характеристик порід належать до важковидобувних. Аби їх вилучити, треба застосовувати специфічні новітні науковомісткі й високозатратні технології та обладнання. На перспективних родовищах фіксується велика глибина залягання газу. Середня глибина буріння для видобутку блакитного палива — близько 3500 м, а максимальна перевищує 6000 м.
Використання застарілих технологій призводить до того, що середньозважений коефіцієнт вилучення початкових запасів газородовищ не перевищує 0,85, а за деякими оцінками, є навіть нижчим. На балансі «Нафтогазу» майже 2,3 тис. газосвердловин, які не використовуються. Водночас практично немає технічних та технологічних проблем для введення їх в експлуатацію.

НЕГАТИВНИЙ ТИСК
Збільшенню видобутку газу перешкоджає й недосконале законодавство у сфері надрокористування, земельне — з отримання права користування ділянками, завищений рівень ставки на користування надрами (рентні платежі) та недиференційований підхід до її формування, що не враховує ступеня виробленості родовищ.
Позаторік було прийняте рішення щодо збільшення податкового навантаження на підприємства видобувної галузі. Зокрема, передбачалося підвищення ренти для газу, що видобувається зі свердловин глибиною до 5 км, з 28% до 55%, понад 5 км — з 15% до 28%. Був введений понижуючий коефіцієнт рентної ставки на газ, що видобувається зі свердловин, введених в експлуатацію після 1 серпня 2014 року, протягом двох років із дати внесення їх до реєстру на рівні 55%.
Запроваджувалась окрема ставка на газ, що видобувається під час виконання договорів про спільну діяльність на рівні 60% та 65% у першому та другому кварталах 2015 року й 70% — у подальшому. Передбачалося, що підвищення ренти буде тимчасовим, але уряд продовжив дію цієї норми на минулий рік.
2015-го постійно велися дискусії про необхідність зниження рентних ставок. У липні уряд подав до парламенту проект закону «Про внесення змін до Податкового кодексу України щодо оподаткування суб’єктів господарювання, що здійснюють видобування природного газу», яким пропонувалося знизити процентні ставки на видобуток газу для приватних компаній, але зниження 1 жовтня 2015-го так і не відбулося.
У ході тривалих дискусій експертів, бізнесменів, урядовців, парламентарів у кінці року було досягнуто домовленості про зниження у 2016-му рентних ставок задля створення стимулів для зростання видобутку газу у майбутньому.
Рішення про підвищення рентних ставок було неоднозначно сприйнято видобувними компаніями, науковцями, експертами. Багато з них зазначали, що держава вирішувала перш за все фіскальні проблеми, а не стимулюючі. Рівень податкового навантаження в Україні наблизився до країн із великими обсягами експорту енергоносіїв, передовими технологіями й потужним видобувним комплексом.
У той же час конкуренти нашої країни в регіоні, які також мають дефіцитні енергобаланси, пропонують значно кращі інвестиційні умови з точки зору податкового тиску. Скорочення рентних ставок після стабілізації макрофінансових показників України має стати одним із важливих інструментів для повернення інвесторів у газовидобувну галузь та формування передумов для збільшення видобутку починаючи з 2016 року, зазначають експерти.
Нестабільність податкового законодавства завдала суттєвої шкоди інвестиційному клімату в газовидобувній галузі. Середні та дрібні інвестори ще тривалий час оцінюватимуть її як ризиковану. Погіршення інвестклімату стало однією з причин (поряд із військово-політичними та падінням світових цін на нафту) згортання проектів із видобутку нетрадиційного газу таких міжнародних гігантів, як Shell та Chevron.

СПОДІВАННЯ
Експерти прогнозують, що до 2035 року вестиметься розробка родовищ традиційного газу, у тому числі за умови економічної доцільності, малодебітних, дрібних і дуже дрібних. Збільшення видобутку буде досягнуто за рахунок застосування сучасних технологій розвідки, буріння свердловин (у тому числі похило-спрямованих, горизонтальних та багатостовбурових, буріння на великих глибинах) та інтенсифікації видобутку, буріння нових дотискних компресорних станцій, заміни у сайклінг-процесі природного газу на азот, капітальних ремонтів свердловин, оптимізації видобутку запобіганням та усуненням ускладнень в експлуатації свердловин.
Останніми роками науково доведено і практично підтверджено, що родовища нафти і газу є системами, які постійно розвиваються. Тож запаси вуглеводневих покладів можуть зростати на стадії високого ступеня виснаженості свердловин. За попередніми оцінками, щорічний приріст запасів від цього може становити від трьох до п’яти млрд кубів газу.
Ресурси нетрадиційного газу скупчуються в менш проникних породах, але на більших територіях. Нетрадиційним називають сланцевий газ, який концентрується переважно у порах глинистих сланців; газ ущільнених пісковиків (його ще називають газом центральнобасейнового типу), він накопичується в низькопористих і низькопроникних пісковиках у центральних занурених частинах нафтогазоносних басейнів; метан вугільних пластів, який є у вугільних пластах і вміщуючих породах.
Поклади нетрадиційного газу в Україні зосереджено у двох традиційних енергоресурсних басейнах — Донецько-Дніпровському (ДДБ) на сході країни та Львівсько-Волинському (ЛВБ) — на заході. Ресурси сланцевого газу розміщено на заході, а газу ущільнених пісковиків та метану вугільних товщ (МВТ) — переважно на сході. Газ ущільнених пісковиків, за попередніми оцінками, є найбільш перспективним. Його ресурси оцінюються в досить широкому діапазоні — 2–8 трлн кубів із глибиною залягання чотири-п’ять км.
Запаси сланцевого газу зосереджені як у ЛВБ, так і в ДДБ і сягають 5–8 трлн кубів. Потенційні ресурси МВТ оцінюють у діапазоні 12–25 трлн кубів, вони превалюють у ДДБ, хоча є і в ЛВБ. Однак серйозною проблемою експерти називають те, що вугільні пласти в Україні залягають на значних глибинах — 0,5–5 км та мають малу товщину — 0,5–2 м. Тож їх розробка є високозатратною.
Нині до виконання пошуково-розвідувальних робіт визначено дві основні площі: Юзівську — в ДДБ та Олеську — у ЛВБ. Юзівська площа — перспективна ділянка покладів газу ущільнених пісковиків на території Харківської та Донецької областей — мала розроблятися компанією Shell. Площа договірної ділянки — 7886 кв. м. Вона включає всі осадові поклади (газоподібні та рідкі вуглеводні), розташовані в межах її периметру й обмежені за глибиною нафтогазової діяльності відміткою 10000 м нижче поверхні або геологічним фундаментом (залежно від того, що буде досягнуто раніше). Прогнозні запаси Юзівської площі — 4,054 трлн кубів газу.
Елла НОВАК