Нина Пусенкова
Разработка новой концепции для нефтяников пока продвигается в Минэнерго с большими трудностями.
Фото РИА Новости
Сейчас разрабатывается Генеральная схема развития нефтяной промышленности до 2020 года. Дело нужное, учитывая то непростое положение, в котором находится наша нефтянка. Хорошо, что авторы Генсхемы полностью отдают себе в этом отчет. Еще лучше, что они признают важность нахождения «новой налоговой системы, которая позволяет приблизиться к оптимальной налоговой нагрузке на отрасль, обеспечивающей максимальный доход как для инвестора, так и для бюджетной системы РФ». Но хватит ли только налоговых новаций для стабильного развития российской нефтянки?
Министерство энергетики признает, что при сегодняшней налоговой системе нерентабельны для разработки 90% запасов новых месторождений и 30% на уже действующих месторождениях. Однако, говоря о налоговых льготах, Министерство энергетики отмечает, что особое внимание необходимо уделить созданию благоприятных условий для эффективной реализации мегапроектов, таких как Приобское, Самотлорское и Ванкорское месторождения. Безусловно, важно продлевать продуктивную жизнь старых гигантов и вводить в эксплуатацию новые. Но при таком подходе, создающем выгодные условия для крупных нефтяных компаний, как всегда, остаются за кадром малые и средние фирмы. А особенность нашей ресурсной базы в том, что из 2800 месторождений нефти, имеющихся в стране, 60% – мелкие, с извлекаемыми запасами менее 5 млн. тонн. На «малышей» приходится около 5% общих начальных извлекаемых запасов, и со временем их доля будет увеличиваться. Сегодня в России из примерно 50 открытий в год средний объем открываемых запасов составляет лишь 2 млн. тонн. Значит, в будущем придется уделять особое внимание разработке именно мелких месторождений. А мелкие месторождения и малые компании у нас традиционно ходят в пасынках отрасли. Практически игнорирует их и новая Генсхема.
Другая проблема, связанная с выработанными месторождениями, – это бездействующий фонд скважин. На поздних этапах эксплуатации компаниям невыгодно использовать скважины с дебетом менее 2 тонн в сутки. Сегодня бездействующий фонд в России – более 16%. На этих скважинах могли бы трудиться «малыши».
Развитие российской нефтянки идет по трем направлениям: открытие и ввод в эксплуатацию новых месторождений во все более сложных условиях, поддержание добычи на стареющих крупных месторождениях и освоение малых и средних месторождений. И для реализации каждого из направлений нужны различные компании и разные подходы.
Норвежский пример
Примерно похожая ситуация складывается в Норвегии, где истощаются запасы крупных месторождений, новые открытия мельчают, и из освоенного Северного моря приходится двигаться все дальше в Арктику.
Норвежцы разработали долгосрочный сценарий развития отрасли, по которому дальнейшая разведка и добыча углеводородов будут вестись в сложном арктическом регионе и на больших глубинах шельфа. Долгосрочный сценарий опирается на повышение коэффециент извлечения нефти «КИН», освоение маргинальных ресурсов вблизи имеющейся инфраструктуры, увеличение числа компаний, работающих на шельфе, и открытие новых запасов на неосвоенных территориях.
Норвежская система управления природными ресурсами исходит из принципа, что, когда дело касается максимизации ценности нефтегазовых ресурсов, конкуренция между энергетическими компаниями дает наилучшие результаты. Для этого вносятся изменения в налоговую и лицензионную политику, и еще больше открывается отрасль, в том числе для малых норвежских и иностранных фирм, которые специализируются на стареющих месторождениях с падающей добычей и которые смогут осваивать их более эффективно, чем мейджоры. Участие этих новых игроков поможет увеличить добычу на месторождениях, которые иначе не осваивались бы, и, значит, приведет к повышению доходов норвежского госбюджета.
В начале 2000-х годов в налоговый режим были внесены важные изменения, уменьшающие налоговую неопределенность для «новичков» на шельфе и повышающие прибыльность новых инвестиций. Были, например, введены налоговые льготы в отношении расходов на геологоразведку, направленные на то, чтобы снизить финансовый риск компаний, если они не смогут открыть коммерческие запасы углеводородов в их лицензионных зонах. Эта мера способствовала привлечению новых игроков, устраняя риск того, что им придется нести 100% расходов на разведку в случае безуспешного бурения.
Работа по всем фронтам
Но налоговыми льготами норвежцы не ограничиваются. В 2003 году правительство внесло важные поправки в лицензионную политику для нефтегазодобычи. Основные их задачи – привлекать новые малые компании к работе на шельфе; стимулировать быстрое освоение лицензированных ресурсов; поощрить геологоразведку на старых территориях; расширить информацию и выбор, доступный компаниям.
Изменения 2003 года подразумевали четкое разделение между старыми и новыми районами. Старые территории характеризуются как зона «низкого риска/низкой прибыльности» и могут привлекать и крупные, и мелкие компании. Новые территории отличаются «высоким риском/высокой прибыльностью» и в основном интересны для крупных компаний.
С 2003 года правительство изменило свою политику по старым территориям, проводя теперь по ним тендеры ежегодно и выдавая компаниям лицензии на обширные участки освоенного шельфа.
Эта политика сразу принесла свои плоды: только в ходе первого раунда на норвежский шельф вышли еще три игрока (BG International, Maersk Olie & Gas и Revus Energy), а мелкая канадская компания Talisman Energy впервые подала заявку на участие в тендере.
Существует и система обычных лицензионных раундов, которые проходят раз в два года и охватывают неосвоенные территории на шельфе, менее исследованные и с неразвитой инфраструктурой.
Также были внесены изменения в рамочные условия лицензий, чтобы поощрить эффективное освоение запасов. Они состоят, например, в усилении давления, оказываемого на владельцев лицензий, чтобы побудить их вести разведку и добычу на старых территориях через разработку детализированного плана с ключевыми моментами принятия решений, на которых лицензия может вернуться обратно государству, если компания не ведет работу на месторождении.
Все флаги в гости к нам
Генсхема могла бы четче прописать роль и место иностранных компаний в российской нефтянке, особенно в освоении сложных месторождений на шельфе. Эта проблема давно решена в Норвегии, где государство использовало мейджоров для содействия формированию норвежской нефтяной промышленности, создавая им стабильные и понятные условия деятельности, но при этом четко отстаивало национальные интересы. Сейчас Statoil – оператор 39 норвежских нефтегазовых месторождений, на которых она работает в консорциумах с другими компаниями. Так, Snohvit – первое месторождение в Баренцевом море, введенное Statoil в эксплуатацию в 2007 году. Оператор «Белоснежки» – Statoil (33,53%), участники консорциума – Petoro (30%), Total E&P Norge (18,40%), GDF SUEZ E&P Norge (12%), Hess Norge (3,26%), RWE Dea Norge (2,81%). При этом на 10 месторождениях в Норвегии операторами выступают международные партнеры Statoil. Важнейший проект в Норвежском море – месторождение Ormen Lange. Добыча на Ormen Lange началась в сентябре 2007 года. Оператор проекта – Shell (17,03%), партнеры Statoil (28,91%), Petoro (36,47%), Dong (10,34%), ExxonMobil (7,22%). В России практические шаги в этом направлении уже делаются: «Роснефть» начинает работать с ВР, ExxonMobil и Chevron на шельфе, то есть Генсхема отстает от реальной жизни.
Мы все время завидуем успехам Норвегии в повышении КИН. Но они были достигнуты упорным трудом – еще в 1985 году Министерство нефтяной промышленности и энергетики инициировало спонсированную государством пятилетнюю программу развития НИОКР в сфере повышения извлечения нефти. Сейчас Норвегия демонстрирует очень высокий КИН – до 70% оценочных ресурсов на отдельных месторождениях. И с развитием НИОКР коэффициент извлечения нефти все время повышается.
Так что важным дополнением к Генсхеме могло бы стать и принятие мер по поддержке отечественной научно-технической базы производства оборудования и развития передовых технологий для нефтянки. Опять же в Норвегии, где очень сильно частно-государственное партнерство, конструктивное сотрудничество между правительством, национальными и международными нефтяными компаниями, поставщиками и исследовательскими институтами, созданы благоприятные условия для передовых технологических разработок.
Во многом благодаря такому сотрудничеству Statoil получила международное признание за свои технологические достижения. Начиная с 1991 года Statoil реализует программу по развитию и поддержке инновационных компаний-поставщиков, предоставляя местным фирмам возможности развития.
У нас же подобную роль могла бы играть государственная «Роснефть». Тем более что такой опыт у компании уже имеется – в 1990-е годы на нее была возложена государственная задача по осуществлению спонсорства и координации отраслевых НИОКР.
Опыт Норвегии, который очень бы пригодился при разработке Генсхемы, наглядно свидетельствует о том, что для стабилизации нефтяной промышленности необходимо не только предоставлять щедрые налоговые льготы проектам, реализуемым крупнейшими ВИНК, но и модифицировать структуру отрасли, поддерживая малые и средние компании, совершенствовать лицензионную политику, стимулировать НИОКР в сфере повышения нефтеотдачи, создавать благоприятные условия для работы международных игроков при безусловном соблюдении долгосрочных интересов России.
