Трудноизвлекаемый доход

Разработка трудноизвлекаемых запасов может стабилизировать добычу нефти в стране. Однако в условиях действующего налогового законодательства она остается нерентабельной

Худшие прогнозы сбываются: в 2014 году динамика российской нефтянки приказала долго жить. Последние десять лет отрасль в принципе не блистала высокими темпами роста, главным образом из-за падающей добычи в основном нефтедобывающем регионе — ХМАО-Югре (на него приходится почти половина добычи в стране). Теперь очевидно — роста не будет в принципе.

Минэкономразвития РФ посчитало: если по итогам первого полугодия объемы добычи нефти и газового конденсата в стране выросли на 1,6% (здесь и далее — к аналогичному периоду прошлого года) и достигли 260,4 млн тонн, то уже по итогам января — августа — всего 0,7%. Минэнерго РФ аккуратно обещает на 2014-й  плюс 0,3% (525 млн тонн) против 1% за 2013 год. Сами нефтяники уже и в это не верят. «Снижение добычи нефти в РФ, по нашим расчетам, ожидалось в 2016 году. Но мы смот­рим на коллег и прогнозируем по итогам текущего года нулевой рост, а снижения можно ожидать уже в 2015 году», — заявил в конце августа вице-президент ЛУКойла Леонид Федун.

Главная причина падения нефтедобычи давно известна — естественное истощение месторождений и медленное освоение новых участков Западной Сибири, которое с трудом компенсируется перспективными залежами Восточной Сибири. Одним из основных способов стабилизировать объемы добычи нефти в стране эксперты называют активное вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Однако в условиях действующего налогового законодательства и отсутствия необходимых отечественных технологий это по-прежнему нерентабельно.

Глубже некуда

Трудноизвлекаемые запасы (высоковязкие, высокообводненные нефти и низкопроницаемые коллекторы, а также нефтяные месторождения с газовой шапкой) — это более 60% отечественной сырьевой базы, и их доля непрерывно растет. По данным Агентства энергетической информации США, по объему запасов трудноизвлекаемой нефти, которую можно добыть при существующих сегодня технологиях, Россия занимает первое место в мире. Так что их разработка во многом определяет будущее нашей нефтяной отрасли. Сегодня в стране извлекают не более 20 млн тонн такой нефти в год (около 4% от общего объема), тогда как потенциальный объем добычи — около 50 млрд тонн.

Значительный объем трудной нефти сосредоточен в Ханты-Мансийском автономном округе в залежах баженовской, ачимовской и тюменской геологических структур — они составляют 67% в общей структуре сырьевой базы. Стратегическое значение имеют отложения баженовской свиты, потенциальные запасы которой оцениваются Минэнерго в 22 млрд тонн. Она распространена практически по всей территории Западной Сибири на глубине 2,5 — 3 тыс. метров и расположена в традиционных регионах нефтедобычи с развитой инфраструктурой.

В 2013 году главным добытчиком нефти баженовской свиты стал Сургутнефтегаз, который извлек из недр 500 тыс. тонн трудной нефти (всего по стране — около 1 млн тонн). По данным Научно-аналитического центра рационального недропользования им. Шпильмана, в 2013 году на территории Югры на отложениях баженовской свиты работают 136 скважин на 22 месторождениях. 70% скважин пробурено на Салымском, Галяновском, Средне-Назымском, Ай-Пимском и Западно-Сахалинском месторождениях округа. Накопленная добыча нефти с начала разработки по всем месторождениям составила всего 6,5 млн тонн. Как отмечают в Центре им. Шпильмана, в основном свита разрабатывается одиночными скважинами, их работа носит периодический характер.

— Объемы добычи в баженовской свите необходимо увеличивать кратно. Но широкомасштабная разработка трудноизвлекаемых запасов возможна только при применении новых технологий, — отмечают в департаменте по недропользованию ХМАО-Югры. Сложность разработки баженовской свиты состоит в том, что сегодня геологи не до конца понимают геологическое строение ее залежей, закономерности нефтегазоносности, геологические факторы, влияющие на дебит скважин.

Освоение подобных ресурсов требует крупных инвестиций в технологии и немалых затрат на разработку. В 2013 году средние текущие затраты югорских компаний на добычу одной тонны трудноизвлекаемой нефти (около 70 — 90 долларов за баррель) почти вдвое превышали затраты на добычу такого же объема нефти при разработке традиционных месторождений. Для выхода на промышленные масштабы добычи в баженовской свите нужны десятки миллиардов долларов.

Отсутствие у российских компаний эффективных технологий заставляют их искать иностранных партнеров, которые взамен получают доли в нефтегазовых проектах. И понятно, что никто не отдаст России иностранные технологии, стратегически необходимые для развития отрасли. В ситуации введения санкций со стороны Запада эта проблема становится еще более актуальной.

По нулям

Летом 2013 года правительство попыталось сделать «трудные» запасы для нефтяных компаний более привлекательными, приняв закон, которого нефтяники ждали несколько лет. Он предусматривал дифференциацию ставок налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в зависимости от некоторых критериев месторождения: показателей проницаемости коллектора, степени выработанности, размера насыщенности пласта. Для четырех российских залежей с трудной нефтью — баженовской и абалакской в Западной Сибири, хадумской на Кавказе и доманиковой на Урале — ставка на добычу полезных ископаемых была обнулена. Другие месторождения получили скидку в 20 — 80%.

Однако уже после вступления закона в силу стало понятно, что предложенный механизм не устраивает ни нефтяников, ни региональных чиновников. Основная причина — в значительном ограничении применения льгот. По оценкам правительства ХМАО-Югры, из 10 млрд тонн запасов трудноизвлекаемой нефти под заданные критерии подпадает чуть больше 0,5 млрд тонн. Так, степень выработанности запасов по всем категориям залежей не должна превышать 3%: этот критерий лишил права на получение поддержки тех недропользователей, которые первыми приступили к освоению трудноизвлекаемых запасов, рассчитывая на налоговые послабления в дальнейшем. «Это непривлекательно с точки зрения долгосрочных и больших инвестиций. Считаем, что планку стоит пересмотреть», — заявила в апреле этого года губернатор ХМАО-Югры Наталья Комарова. Вместе с нефтяниками она выступила инициатором обнуления ставки по НДПИ для добычи трудной нефти вне зависимости от степени выработанности. Ранее глава Сургутнефтегаза Владимир Богданов отмечал, что применение нулевой ставки для баженовской свиты помогло бы его компании к 2030 году дополнительно добыть 195 млн тонн нефти, а государству — получить 2,5 трлн рублей дохода.

Однако сегодня на уровне правительства развернулась кампания по подготовке масштабного налогового маневра в нефтяной отрасли, и обнуление НДПИ для трудной нефти явно не укладывается в рамки готовящихся изменений. Смысл его заключается в повышении ставки НДПИ с 2015 по 2017 годы при определенном снижении экспортной пошлины на нефть. При этом Минфин РФ предлагал повысить НДПИ по отрасли в целом, отменив льготы для трудной нефти. Ведомство полагает, что в результате к 2017 году бюджет страны получил бы дополнительно 1,4 млрд долларов.

Нефтяники сразу заговорили о том, что рост налоговой нагрузки на добычу может обернуться необходимостью сворачивать проекты. Так, по неофициальной информации, разработка баженовской свиты для ЛУКойла при текущем уровне налогообложения находится на грани нижнего порога рентабельности. Как отмечает глава энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Григорий Выгон, сегодня в России после уплаты пошлин, НДПИ и вычета транспортных расходов цена на скважине в Западной Сибири составляет примерно 24 доллара за баррель. После принятия решения об обнулении НДПИ для баженовской свиты прибавится еще столько же. Итоговая сумма сопоставима с удельными затратами на разработку месторождения, что недостаточно для окупаемости проектов разработки баженовской свиты.

«Налоговая база от нефтедобычи в любом случае будет падать. Вопрос, как она будет это делать: регулируемо — путем привлечения труднодобываемых месторождений, либо это будет неуправляемое падение налогов из-за нерегулируемого уменьшения объемов добычи», — заметил замминистра природных ресурсов и экологии РФ Валерий Пак.

3 сентября стало известно, что Мин­энерго РФ на предварительном согласовании с Минфином удалось отстоять льготы для разработки баженовских, абалакских, хадумских и доманиковых продуктивных отложений. И даже добиться увеличения границы выработанности месторождений, которая является критерием применения льготы, с 3 до 13%. По оценкам нефтяников, это дает компаниям спокойно работать на месторождении с трудной нефтью два-четыре года, а не год, как раньше.

Однако от нефтяных компаний вряд ли стоит ожидать большой активности в разработке проблемных залежей. Причина в действующей системе налогов и платежей в нефтяном комплексе, которая имеет четко выраженный фискальный характер и не зависит от экономики нефтедобывающих предприятий.

Источник: Минэнерго РФ

Жонглировать нефтью

В качестве выхода нефтяники предлагают заменить текущую налоговую систему отрасли — экспортную пошлину и НДПИ — на налог на доходы от добычи (НДД). По их мнению, это позволило бы резко расширить круг осваиваемых месторождений, включив в него то, что сейчас отложено из-за нерентабельности, в том числе и залежи трудноизвлекаемой нефти. В июне на заседании комиссии по ТЭК президент РФ Владимир Путин эту идею не поддержал, указав на риски манипуляций, но премьер-министр Дмитрий Медведев поручил правительству к осени подготовить необходимые для введения НДД поправки к Налоговому кодексу и список пилотных проектов. Нефтекомпании уже представили свои предложения: «Газпром нефть» — Вынгаяхинское и Еты-Пуровское месторождения, Сургутнефтегаз — месторождение Шпильмана, ЛУКойл внес в список шесть месторождений. Теперь, однако, по неофициальной информации, против выступает Минфин РФ: здесь считают индивидуальный подход недопустимым.

«Поэтапный переход к НДД позволил бы отказаться от ряда адресных льгот, счет которых уже идет на десятки», — отмечает партнер EY Алексей Кондрашов. При НДД не пришлось бы ежегодно менять законодательство, и он учитывает падение прибыли при ухудшении условий работы. Другое дело, что государство не знает, каков финансовый результат как по отдельным месторождениям, так и по компаниям.

Партнер проекта: