Проект разработчиков Энергетическая стратегия России на период до 2035 года

Приложение Е

на период до 2035 года

Перспективы и ожидаемые результаты развития сырьевой базы ТЭК

Состояние ресурсной базы нефтяной промышленности позволяет поддерживать текущий уровень добычи, а газовой отрасли – существенно нарастить ее, но потребует вовлечения в оборот запасов с повышенными издержками добычи.

Исходя из текущей ситуации в сфере запасов нефти и газа, условий недропользования в Российской Федерации, а также учитывая намечаемые уровни добычи углеводородного сырья, Стратегия предусматривает воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородов за счет увеличения геолого-разведочных работ.

Для достижения необходимых уровней воспроизводства сырьевой базы необходимо повысить эффективность поискового и разведочного бурения. Этого можно достигнуть путем широкого применения сейсморазведки 3D как метода поисков и разведки нефти и газа, а не только как метода, используемого сегодня на суше, главным образом, для подготовки точек бурения эксплуатационных скважин. Это даст возможность бурить поисковые и разведочные скважины в более надежных контурах открытых месторождений, а также повысить коэффициент успешности поисков новых месторождений.

При этом следует изменить условия пользования недрами, заменив в большинстве случаев в лицензионных соглашениях запланированные объемы сейсморазведки 2D на сейсморазведку 3D. Эти тенденции видны сегодня из практики пользования недрами – все больше компаний самостоятельно увеличивает объемы сейсморазведки 3D, уменьшая при этом объемы сейсморазведки 2D на своих лицензионных участках на суше. В практике морских работ такая последовательность работ стала практически общепринятой. Такой подход должен подтолкнуть, ускорить и упорядочить этот процесс.

Предлагаемые меры, наряду со сложившейся практикой регионального изучения недр за счет бюджета, позволят повысить эффективность поискового бурения до 300–500 тонн условного топлива на метр бурения (сегодня – менее 200 т/м), при этом, как и сегодня, поиски должны вестись пользователями недр, а не за счет федерального бюджета.

Кроме того, предлагаемые меры окажут положительное влияние и на состояние недр и окружающей среды в целом, поскольку эффект компенсации добычи новыми запасами углеводородов будет достигаться за счет относительно меньшего количества поисковых и разведочных скважин.

Таким образом, к 2035 году за счет геолого-разведочных работ может быть обеспечен совокупный прирост запасов нефти в объеме более 13-15 млрд тонн. Прирост запасов газа может быть обеспечен в объеме 25-27 трлн куб. м. При этом объемы глубокого бурения на нефть и газ в период до 2035 года может достигнуть 25 млн м.

При этом текущие предварительно оцененные запасы и ресурсы распределенного фонда недр в основных районах добычи нефти и газа могут обеспечить воспроизводство минерально-сырьевой базы в ближайшие 10–15 лет не более чем на 50%. Остальные запасы будут приращены на новых объектах, в том числе на шельфах России. В частности, предполагается существенный прирост запасов нефти для получения намечаемых уровней её добычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, что потребует существенного прироста запасов за пределами зоны нефтепровода Восточная Сибирь–Тихий океан.

На весь период до 2035 года главными районами прироста запасов нефти и газа останутся Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская, Прикаспийская, Тимано-Печорская и Волго-Уральская нефтегазоносные провинции (на суше). При этом все большая доля прироста запасов углеводородов будет связана с освоением нефтяных и газовых месторождений на континентальных шельфах арктических, дальневосточных и южных морей.

Учитывая географическое распределение прогнозных ресурсов нефти и газа, а также достигнутый уровень геолого-геофизической изученности, предполагается ускоренный рост подготовки запасов углеводородов в российском секторе Каспийского моря, на континентальном шельфе Баренцева, Карского и Охотского морей. Поиски новых месторождений нефти и газа будут продолжаться и в нефтегазоносных провинциях с падающей добычей нефти - Волго-Уральской и Северо-Кавказской, а также в пределах российской части Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Большое внимание будет уделяться изучению перспективных ресурсов и запасов сланцевого газа, газа угольных пластов и газогидратов с определением основных регионов их эффективного извлечения.

Россия обладает одним из крупнейших в мире угольным сырьевым потенциалом. Преобладающее количество ресурсов принадлежит к энергетическим углям 3642,4 млрд т (89 %) и только 447,1 млрд т (11 %) – коксующимся. Основная доля угольных ресурсов сосредоточена в Сибири (64%) и на Дальнем Востоке (30 %); в европейской части России и Урале – всего 6 %.

Величина благоприятных для освоения (активных) запасов углей в целом по Российской Федерации определена в количестве 122,9 млрд т кат. А+В+С1 и 42,3 млрд т
кат. С2 (соответственно 62 % и 54 % от запасов, учитываемых государственным балансом). Наибольшее количество «активных» запасов приходится на бассейны и месторождения Сибирского (кат. А+В+С1 – 108,4 млрд т и С2 – 39,4 млрд т) и Дальневосточного (кат. А+В+С1 9,6 млрд т и С2 – 2,6 млрд т) федеральных округов. Значительно в меньшем объеме они сосредоточены в Северо-Западном (кат. А+В+С1 – 2,8 млрд т), Южном (1,9 млрд т), Уральском (0,1 млрд т) и Центральном (0,06 млрд т) федеральных округах.

В результате проведения геолого-разведочных работ на уголь на территории Российской Федерации получен прирост запасов и прогнозных ресурсов каменных и бурых углей по категориям А+В+С1+С2 в количестве 842,4 млн тонн, категориям Р1+Р2 – 861 млн тонн.

Учитывая роль угля в ТЭБ, а также необходимость обеспечения коксохимической промышленности углем дефицитных марок, потребуется увеличение динамики воспроизводства сырьевой базы твердого топлива. В результате геологоразведочных работ ожидается существенный прирост запасов каменных и бурых углей.

С учетом сложившейся конъюнктуры рынка урана Госкорпорацией «Росатом» в течение последних лет проводится работа по расширению уранодобывающих проектов на базе зарубежных месторождений с низкой себестоимостью добычи, направленных на расширение минерально-сырьевой базы и объемов производства природного урана. Сформирован и реализуется пул проектов, находящихся на разных стадиях жизненного цикла – от геологоразведки до промышленной добычи.

В интересах обеспечения энергобезопасности Российской Федерации и создания добавленной стоимости, уран российского происхождения используется в качестве приоритетного источника, а уран с зарубежных месторождений используется для увеличения объёма продвижения на мировой рынок комплексных продуктов начальной стадии ядерно-топливного цикла – низкообогащенного урана.

Приобретение Госкорпорацией «Росатом» зарубежных уранодобывающих активов обеспечило гарантированный доступ к природному урану зарубежного происхождения, ценовую конкурентоспособность продукции ядерно-топливного цикла и большую гибкость в сроках освоения российских урановых месторождений.

К наиболее рентабельной стоимостной категории с себестоимостью добычи менее
80 долларов за килограмм урана, согласно классификации МАГАТЭ, относятся запасы российских месторождений Далматовское, Хохловское и Добровольное, пригодных для отработки наименее затратным способом – методом скважинного подземного выщелачивания.

Остальные российские месторождения, относящиеся к категории с себестоимостью добычи более 80 долларов за килограмм урана, в будущем войдут в зону маржинальности за счет увеличения рыночных котировок на уран вследствие истощения мировой минерально-сырьевой базы с низкой себестоимостью.

Повышение цен на природный уран по мере отработки месторождений с низкой себестоимостью добычи, кроме того, повысит привлекательность использования в топливном цикле регенерированного урана, выделяемого при переработке отработавшего ядерного топлива и технологий замкнутого топливного цикла с использованием плутония. При этом в период до 2035 года добыча природного урана останется основным источником покрытия потребностей АЭС с реакторами на тепловых нейтронах в делящихся материалах.

Основными направлениями увеличения производства природного урана на период до 2035 года являются:

1. 
   развитие действующих предприятий – «Приаргунское производственное горно-химическое объединение» (Забайкальский край), «Далур» (Курганская область), «Хиагда» (Республика Бурятия);
   
2. 
   строительство новых уранодобывающих предприятий - Эльконского горно-металлургического комбината (Республика Саха (Якутия);
   
3. 
   проведение геолого-разведочных работ, оценка резервных и вновь выявляемых урановых месторождений.
   

Начнется активное освоение минерально-сырьевой базы нефтегазового комплекса в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, в шельфовых районах, в том числе в российском секторе Арктики, а также на полуострове Ямал, в Обской и Тазовской губах, на европейском севере и в Прикаспийском регионе. При проведении геолого-разведочных работ будут широко использоваться методы трехмерной сейсморазведки. Массовое применение сейсморазведки 3D и других инновационных технологий позволит более детально строить геологические модели объектов, приведет к открытию новых месторождений и существенно снизит риски, связанные с их поисками. В результате значительно возрастет эффективность поисков залежей нефти и газа, что позволит обеспечить устойчивое воспроизводство минерально-сырьевой базы основных отраслей топливно-энергетического комплекса.

На данном этапе будет обеспечено:

• 
  увеличение запасов нефти на 6-7 млрд т;
  
• 
  увеличение запасов природного газа на 14-15 трлн куб. м;
  
• 
  достижение объема глубокого бурения в размере 15 млн м;
  
• 
  достижение среднегодовых темпов роста балансовых запасов угля на уровне 1% и более;
  
• 
  достижение доли балансовых запасов угля, экономически эффективных для извлечения согласно мировым стандартам, на уровне 55 % и более.
  

На данном этапе будет обеспечено:

• 
  увеличение запасов нефти на 6-7 млрд т;
  
• 
  увеличение запасов природного газа на 11-11,5 трлн куб. м;
  
• 
  достижение объемов глубокого бурения в размере 11 млн м;
  
• 
  достижение среднегодовых темпов роста балансовых запасов угля на уровне 2 % и более;
  
• 
  достижение доли балансовых запасов угля, экономически эффективных для извлечения согласно мировым стандартам, на уровне 60 % и более.