Малой нефтью

Крупнейшая российская частная нефтяная компания «Лукойл» начала реструктуризацию: руководство рассматривает возможность создания дочерней структуры, в которую выведут все низкодебитные скважины. В Лукойле их количество не раскрывают, но, по оценке аналитика «Тройки Диалог» Владислава Метнева, речь идет о 5 — 6% от общего числа месторождений компании. Лукойл надеется сократить издержки и обеспечить новой «дочке» налоговые льготы, которые применяются к выработанным месторождениям. По словам аналитика ИК «Проспект» Александра Кузнецова, главная цель крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) — повышение рентабельности и рост капитализации. Малорентабельные низкодебитные скважины в эту стратегию не вписываются и портят отчетность.

Дай отдохнуть и фонтану

Окончательное решение по реструктуризации Лукойл примет к концу 2007 года. Пока компания передала несколько низкорентабельных месторождений, разработку которых вело принадлежащее ей ОАО «Надымгеодобыча», на баланс другой «дочки» — ОАО «Ритэк». Учитывая, что «Ритэк» специализируется на инновационных технологиях в области нефтедобычи, возможно, ему достанутся и другие «трудные» активы материнской компании. Лидеры рынка не любят сами заниматься сложными участками, особенно небольшими. Между тем доля таких участков растет. По данным комитета Государственной думы по энергетике, транспорту и связи, более 70% запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов, то есть на грани рентабельности. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55 — 60% и продолжает увеличиваться. Если 13 лет назад 55% скважин давали до 25 тонн нефти в сутки, то сегодня — лишь около 10 тонн. Растет обводненность (объем воды, закачиваемой в нефтяной пласт для повышения давления). В далекое прошлое ушли фонтаны нефти на гигантских месторождениях Западной Сибири, и теперь свыше трети разрабатываемых нефтяных месторождений имеют обводненность более 70%.

Неудивительно, что, по данным Союза нефтегазопромышленников России, около четверти нефтяных скважин в стране простаивает. Только в основном нефтедобывающем регионе ХМАО не работают около 15 тыс. скважин. Их эксплуатация экономически невыгодна и технологически сложна. «Они характеризуются невысокими показателями по дебиту и потребностью в больших затратах на капитальный ремонт и внедрение современных технологий для их эффективной эксплуатации», — отмечал глава ООО «Югорская нефтяная компания» Сергей Великий. Таких скважин становится все больше, значительного прироста запасов нет, темпы увеличения добычи непрерывно снижаются. Негативная тенденция особенно заметна в УрФО. На округ приходится около 68% добычи нефти в стране (326 млн тонн), но прирост по региону составил в 2006 году 1,7% — это ниже, чем в среднем по отрасли.

Пока ситуацию спасают небольшие добывающие компании. Именно они в основном разрабатывают мелкие и средние месторождения, участки с трудноизвлекаемыми запасами, ведут добычу на истощенных и малорентабельных залежах, не привлекательных для крупных компаний. По словам аналитика ИК «Уником Партнер» Сергея Калиберды, по темпам роста добычи малые производители опережают крупных в десять раз, причем разрабатывают скважины эффективнее, так как вынуждены внедрять более прогрессивные технологии. По данным Ассоциации малых и средних нефтегазодобывающих организаций «Ассонефть», в 2006 году за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи дополнительная добыча составила 14%. Независимый производитель «Алойл» впервые в России применил технологию водогазового воздействия на пласт, позволяющую сохранять высокие экологические стандарты и почти на 50% увеличить коэффициент нефтеизвлечения.

Кроме того, в 2006 году независимые производители превысили отраслевой уровень по объемам инвестиций примерно втрое, а по вводу новых скважин — в 2,3 раза.

Малый напор

Несмотря на упорную работу, доля небольших компаний в общем объеме нефтедобычи не растет. База для малого бизнеса в нефтянке — мелкие, до 15 млн тонн, месторождения. По данным Минпромэнерго, они составляют 83% от общего объема разведанных месторождений. На них сосредоточено лишь 20% всех запасов нефти, а годовая добыча по ним составляет 30% от общего объема добычи нефти в России. При этом, по данным «Ассонефти», малые компании добыли в 2006 году 19,9 млн тонн нефти (4,1% от общего объема). Для сравнения: по информации Международного энергетического агентства, в США доля небольших компаний составляет около 40%.

По мнению аналитика ИК «Атон» Артема Кончина, малый бизнес в нефтянке мог бы сделать ставку на низкодебитные активы, но мешает ряд проблем. Во-первых, по словам генерального директора «Ассонефти» Елены Корзун, более 70% нефти малых компаний идет на внутренний рынок, а непредсказуемость ценообразования на нем не позволяет планировать денежные потоки. Во-вторых, отсутствуют налоговые стимулы к разработке низкодебитных активов. С 2002 года в России действует плоская ставка НДПИ, ориентированная на ценовой коридор в 22 — 27 долларов за баррель и привязанная к экспортной цене на нефть. Поэтому как только цена на мировом рынке превысила 25 долларов за баррель, малые компании оказались в сложных налоговых условиях. По расчетам «Ассонефти», при уровне котировок нефти марки Urals 2006 года (69 долларов за баррель) НДПИ по действующей формуле в 2,4 раза превышает налог, рассчитанный по адвалорной ставке (в процентах по отношению к цене). Сейчас цены колеблются в районе 72 — 75 долларов за баррель — соответственно растет и налоговое бремя.

Положение не исправило вступление в силу с 1 января 2007 года закона о налоговых льготах (70%) по НДПИ для участков, выработка на которых превышает 80%, и нулевой ставке для новых месторождений. Увы, росту разработок низкодебитных скважин эта новация не помогла. Нулевая ставка НДПИ введена только на территории Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции, разрабатывать которую будут крупные компании — Газпром, Роснефть и Сургутнефтегаз. Льгота по выработке для малых компаний также не играет большой роли: они чаще всего берутся за новые месторождения.

Плоский подход

Впрочем, особого стимула нет и у крупных компаний. Во-первых, льгота распространяется только на нефть на выходе из установок подготовки нефти (УПН). Она фиксируется налоговиками на «коммерческом узле учета нефти». Обычно УПН и узел учета устанавливаются на группу связанных месторождений. В итоге «льготная» и обычная нефть смешиваются, и налоговики рассчитывают НДПИ по полной ставке. Подобная практика вызвала возмущение компаний. Татнефть, Роснефть, Лукойл и Сургутнефтегаз даже подписали обращение к президенту с просьбой обратить внимание на ситуацию вокруг реформирования ставки НДПИ.

Во-вторых, нефтяники сталкиваются со сложностями в расчете НДПИ на одном месторождении. Аналитик ИК «БрокерКредитСервис» Максим Шеин привел в пример Самотлор. На нем очень многие низкодебитные скважины давно достигли «льготного» статуса, но рассчитать ставку по отдельным скважинам невозможно. По мнению аналитика, требуется изменение госполитики в этой области: по каждой скважине нужно рассчитывать свою ставку НДПИ.

С Шеиным согласен заместитель директора департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам администрации ХМАО Ярослав Шилов. По его словам, дифференцированную ставку НДПИ не применяет ни одна компания, поскольку механизм ее расчета сложен и неудобен. Администрация ХМАО ищет свои способы стимулирования нефтяников. Сейчас департамент разрабатывает проект закона об освобождении от уплаты налога на имущество владельцев скважин с дебитом менее 0,5 тонны в сутки. По словам Шилова, других налоговых рычагов стимулирования у администрации округа нет, а большинство инициатив департамента на федеральном уровне не поддержано.

Перспективы предприятий, занятых разработкой низкорентабельных месторождений и эксплуатацией низкодебитных скважин, не слишком оптимистичны. Поэтому крупные компании (в том числе принадлежащие государству) предпочитают вкладываться в основном в высокорентабельные проекты, выбирают менее затратные экстенсивные пути развития и не задумываются о последствиях — экономических и экологических, ориентируясь в первую очередь на рост отчетных показателей. Между тем, по оценкам брокерского дома «Открытие», срок жизни запасов превышает 25 лет только у Татнефти, Роснефти и Лукойла, у остальных, в том числе малых компаний, он ниже 20 лет, и этот показатель падает. А раз так, лидерам рынка рано или поздно придется заниматься низкодебитными запасами. Независимые производители готовы разрабатывать подобные скважины уже сейчас, но не имеют пространства и средств для роста. Власть в свою очередь не предпринимает никаких значительных шагов ни в области стимулирования, ни в области контроля разработки «сложных» месторождений. Неизбежно придет время, когда и концентрация «трудных» скважин в отдельных «дочках» не поможет — слишком велика будет доля подобных активов. Но до тех пор на внимание нефтяников и государства к низкодебитным скважинам рассчитывать не приходится.

Дополнительные материалы:

Дебит (от французского debit — сбыт, расход), объем жидкости (воды, нефти) или газа, поступающих из естественного или искусственного источника (буровой скважины, трубы, колодца и т.п.) в единицу времени.

Большая советская энциклопедия