По данным Минприроды, озвученным в конце марта, «Роснефть» в этом году не планирует проведение буровых работ на арктическом шельфе. В правительстве, впрочем, надеются, что в 2017 году госкомпания начнет выполнять взятые на себя обязательства^[1]. Такая ситуация вызвала недовольство вице-премьера Александра Хлопонина, который пригрозил, что правительство может перестать выдавать «Роснефти» лицензии на шельф до тех пор, пока компания не выполнит обязательства по уже выданным участкам^[2].

Не лучшим образом обстоят дела и у «Газпром нефти», которая в ноябре 2015 объявила о переносе сроков разработки Долгинского месторождения в Печорском море до 2031 года. Другой проект компании - реализация Приразломного месторождения находящегося на стадии минимальной добычи. В этой ситуации, «Газпром нефть» в марте обратилась в правительство за дополнительными налоговыми льготами, без которых вести добычу в Арктике — нерентабельно^[3]_. Заместитель гендиректора по развитию шельфовых проектов «Газпром нефти» Андрея Патрушев предлагает разрешить относить затраты на разведку шельфа на налогооблагаемую базу всей группы, а не отдельно к ее работающим на шельфе «дочкам». В конце 2015 года гендиректор «Газпром нефти» Александр Дюков уже обращался к вице-премьеру Александру Хлопонину с предложением применять при расчете налога на прибыль повышающий коэффициент к затратам на поиски и оценку шельфовых месторождений в Арктике. По состоянию на май 2016 года решение по данному вопросу так и не было принято.

Идея открытия доступа на шельф для российских частных компаний, судя по всему, отложена в долгий ящик. Еще весной 2015 года Минприроды предложило правительству приостановить выдачу лицензий госкомпаниям для работы на шельфе и допустить частные компании к разведке и добыче на шельфе, разрешив им создавать консорциумы. В итоге, в конце 2015 года С.Донской сообщил, что «активное обсуждение» вопроса либерализации доступа к шельфу в правительстве приостановлено. Неудивительно, что в этой ситуации ЛУКОЙЛ, имеющий как технологические, так и финансовые возможности работать на российском шельфе, рассматривает инвестиции даже в высокорискованные зарубежные проекты. В частности, компания готова участвовать в тендере на разработку арктического шельфа Норвегии в районе Шпицбергена.

Сложность проекта состоит в том, что Министерство нефти Норвегии приняло решение о расширении перечня распределяемых участков углеводородов, предлагаемых энергетическим компаниям в рамках 23 лицензионного раунда за счет включения участка «Серой лисы». Этот участок находится в зоне Шпицбергенского квадрата, который по международному праву считается зоной, свободной от экономической деятельности какого-либо государства (право на эту территорию в разное время заявляли и Норвегия, и Россия)^[4]. Позиция МИД РФ состоит в том, что участие отечественной компании в тендере будет истолковано как признание экономического права Норвегии на шельф Шпицбергена. Тем не менее, это не останавливает ЛУКОЙЛ, который рассчитывает получить в Норвегии дополнительный опыт работ на шельфе, не теряя надежду на возможность либерализации доступа в России.

Принимая во внимание, что 2016 год является юбилейным в деятельности Арктического совета, уместно отметить, что на протяжении 20 лет работа Совета была сфокусирована на вопросах, касающихся устойчивого развития и защиты окружающей среды Арктики. Сегодня Совет все более активно следит за процессом нефтедобычи в регионе, что следует учитывать в своей деятельности всем участникам процесса добычи УГВ. В частности, в 2016 году на мартовском  заседании Совета рассматривалась работа Совета в сфере нефтегазовой деятельности в Арктике. Были проанализированы усилия Совета по предупреждению загрязнения арктической морской среды нефтью, рассмотрены инициативы по сокращению выбросов черной сажи и метана от нефтегазового сектора, а также оценены успехи по созданию Форума регулирующих органов в сфере нефтегазовой деятельности на Арктическом шельфе[5].

Учитывая, что по наиболее распространенным экспертным оценкам, рентабельность добычи нефти на арктическом шельфе обеспечивается только при цене 100 - 120 долларов за баррель, более интенсивно в последнее время развивается тема российских СПГ проектов в Артике. В частности, НОВАТЭК в конце марта 2016 года начал предварительные переговоры с потенциальными партнерами о продаже СПГ будущих проектов. Компания ведет переговоры с партнерами на рынках АТР. Речь идет о строительства второго после «Ямал СПГ» завода — «Арктик СПГ 2» (Ямал-СПГ-2).

Ресурсы для второго завода располагаются на Гыданском полуострове и частично в акватории Обской губы в непосредственной близости от Южно-Тамбейского месторождения. Это Салмановское (Утреннее) и Геофизическое месторождения объемом 235 млрд. куб.м. и 124,9 млрд. куб.м. соответственно. Также в качестве ресурсной базы могут служить месторождения, которые могут быть обнаружены на Восточно-Тамбейском и Северо-Обском лицензионных участках. Мощность завода может составить 16,5 млн т. Запуск первой очереди завода в 5,5 млн. тонн планировался НОВАТЭКом в 2018-2022 годах, второй – в 2019-2024 г., и третьей – 2020-2025 г. Исходя из известной на текущий момент информации, стоит ожидать запуск первой линии завода ближе к 2022 годам, нежели к 2018 году.

По сути, второй завод будет строиться уже по отработанным технологиям. Также в копилку второго проекта следует отнести такие позитивные характеристики, как богатая ресурсная база и непосредственная близость лицензионных участков на Ямале и Гыдане. Последнее позволяет передислоцировать технику с первого проекта на второй с наименьшими издержками.

Несмотря на существование преимуществ второго проекта, необходимо подчеркнуть, что рентабельность и минимизация рисков первого проекта НОВАТЭКА («Ямал СПГ») обеспечиваются серьезными налоговыми преференциями и предварительной законтрактованностью почти всей продукции завода. Соответственно, для реализации второго проекта НОВАТЭКу следует добиваться аналогичных условий. В этом направлении у компании могут возникнуть серьезные сложности. Какой объем НОВАТЭК может законтрактовать для нового завода СПГ, оценить сложно: в ближайшее время должно быть введено около 44 млн. тонн новых мощностей по производству СПГ, в основном в Австралии и США. В тоже время, Китай и Индия, вопреки ожиданиям менее активно наращивают потребление. Проект на Гыдане пока находится в умозрительной стадии, но если он будет запущен в условиях отсутствия серьезного роста спроса, российский СПГ пойдет в Европу^[6] и составит там уже дополнительную конкуренцию трубопроводному газу «Газпрома».

[1] http://tass.ru/ekonomika/3160324

[2] http://www.rbc.ru/business/24/03/2016/56f413c49a79474367ec1270

[3] http://www.vedomosti.ru/business/articles/2016/03/25/635063-gazprom-neft-hochet-na-shelf

[4] http://www.eprussia.ru/news/base/2016/-6.htm

[5] http://www.arctic-council.org/index.php/ru/our-work2/8-news-and-events/388-sao-fairbanks-2016

[6] В 2015 году избыточное предложение привело к росту спроса в Европе, которая увеличила импорт СПГ на 15,8%.