По оценке Министерства природных ресурсов, планируемая добыча нефти в России обеспечена разведанными запасами только до 2010 г. Статистика подтверждает, что последние с каждым годом у нас уменьшаются. Так, в 2005 г. они составляли 84,5% от уровня 1991 г. Практически уже 10 лет нет прироста. И эта тревожная тенденция устойчиво сохраняется. С кем пойти в разведку
Ежегодно открывается 200-300 млн т новых запасов углеводородного сырья, но столько же и списывается из ранее открытых. В 2001 г. было списано 371 млн т, в 2003 г. – 240 млн т, в 2004 г. – 220 млн т. Если в ситуацию не вмешаться, то при такой динамике перспектива развития отрасли станет угрожающей. Между тем это совершенно не означает, что иссякают сами запасы нефти и газа. Гарантированных запасов углеводородного сырья нам хватит на 50 лет, а если сюда добавить и шельфовую зону, то на все 100. Однако это прогнозные ресурсы, и для того чтобы начать добычу, необходим переход ресурсов из прогнозных в промышленные, что должна обеспечивать геологоразведка, а ее состояние за последние 15 лет иначе как плачевным не назовешь.
Все запасы полезных ископаемых, как известно, делятся по категориям. Такая классификация необходима для принятия решения о промышленной разработке месторождения. Самая высокая подготовленность запасов – это категория А. Она означает, что о данном месторождении известно почти и можно начинать добычу. Это промышленная категория. Следующая категория В – также промышленная, но детальность разведанности здесь около 80-90%. Наконец, третья и последняя промышленная категория – С1. Категории С2 и С3 имеют невысокую степень изученности ископаемых, и тем не менее такие месторождения компании могут ставить на баланс. Далее следуют прогнозные категории D1, D2, D3. Месторождения категории D встречаются как в районе, где разработка ведется давно, так и в совершенно новых районах; все это влияет на их перспективность.
Любая компания, занимающаяся добычей нефти, должна иметь разведанные ресурсы на 20-25 лет. Сейчас ведутся споры о том, чтобы пересмотреть этот норматив в сторону уменьшения – 8-10 лет. Лично я – сторонник консервативных установок. Компания должна иметь ресурсную базу, рассчитанную на длительную перспективу, только тогда она сможет планировать свою прибыль и быть по-настоящему устойчивой. А для этого необходима мощная геологоразведка. Но подготовка ресурсной базы лежит целиком на компаниях, отнюдь не горящих желанием вкладывать в нее деньги.
Сегодня существует серьезная проблема в отношении разведки недр Восточной Сибири и Дальнего Востока. По прогнозам, начальные суммарные ресурсы газа здесь составляют 44,9 трлн куб. м, и 15 трлн куб. м – для шельфа, из которых детально разведано лишь 8,6% для суши и 5,8% для шельфа. При этом общая оценка запасов нефти и газа в этих регионах представлена весьма широким диапазоном значений различной достоверности. Используются преимущественно оценки со степенью подтверждаемости 50%. Есть и фактор «корпоративной необъективности» геологов: ведь чем выше оценка, тем сильнее потенциальная заинтересованность инвестора. В результате таких псевдорыночных перекосов уменьшаются размеры открываемых месторождений не только в освоенных регионах, но и на новых перспективных площадях. Основные приросты запасов здесь были получены главным образом за счет доразведки ранее открытых залежей, а также перевода запасов из «предварительно оцененных» в «разведанные».
Растет число случаев неподтвердившихся запасов. Продолжает ухудшаться и их структура: доля «трудноизвлекаемых» достигает 55-60%. Расчеты показывают: чтобы только поддерживать сложившийся уровень добычи нефти, необходимо ежегодно вводить новые мощности как минимум на 40 млн т. И государство и компании понимают, что проблема требует серьезного решения. Специальная федеральная программа, разработанная Министерством природных ресурсов, предусматривает выделение средств на геологоразведочные работы как из государственной казны, так и из бюджета компаний. Большая работа проведена в профильных комитетах Госдумы, итогом которой стали новые законодательные акты, принятые с 1 января 2007 г., стимулирующие вложения компаний в геологоразведку.
Нововведения заключаются в следующем. Во-первых, применяется нулевая ставка налога на добычу полезных ископаемых, если степень выработанности запасов превышает 80% процентов. Во-вторых, в Сибири устанавливается нулевая ставка налога при условии достижения накопленного объема добычи нефти в 25 млн т. Пока данный объем не достигнут, производство не облагается налогом, и компания может эти деньги вложить в развитие, прежде всего в ту же разведку. В-третьих, произошло разделение ответственности государства и бизнеса, ведь у каждого этапа геологоразведочных работ своя степень риска. Есть поисковые, камеральные, академические работы – когда ученые изучают материал, сидя перед компьютером. Исследовательские работы, поиск решено отнести к сфере ответственности государства. Основная нагрузка оставлена на добывающих компаниях, в чьем ведении находится разведка. С целью привлечения бизнесом инвесторов, в том числе и иностранных, государство упростило процедуру лицензирования, но – с обязательным указанием задания по геологоразведке для конкретной компании. Сахалин не отдавать
Проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2» тесно связаны с СРП – Законом о совместном разделе продукции, вокруг которого было сломано немало копий. Сахалинские проекты по добыче нефти и газа осуществляются, как известно, в шельфовой зоне. Еще тридцать лет назад здесь открыли первое месторождение, получившее название "Юбилейное" (в настоящее время "Одопту-море"). Были разработаны проекты освоения шельфа, часть из них даже начала осуществляться. Затем – полное забвение и безденежье. С тем чтобы проекты все же "пошли", в начале 90-х годов с крупнейшими зарубежными фирмами были заключены договоры на условиях раздела получаемой продукции и прибыли. Эти соглашения принимались Государственной думой и получили названия федеральных законов о СРП (соглашений о разделе продукции). Непосредственно российского капитала в этих проектах оказалось весьма мало (в проекте «Сахалин-2» не оказалось вообще).
Не следует забывать, что в период принятия этих законов стояла задача не только активно привлечь иностранный капитал, но и получить опыт и технологии работы на шельфе. Раньше мы на шельфе не работали и опыта добычи там углеводородных ископаемых не имели. Внедрение механизма СРП на Сахалине преследовало и такую цель, как расплата с инвесторами не деньгами, а продукцией. Оба проекта сегодня работают по этой схеме. Однако по прошествии времени стали особенно заметны и недостатки такого формата: при заключении договора цена барреля была вдвое меньше, а также выросли расходы. В крупных проектах сразу все предусмотреть очень трудно. Свои затраты иностранные партнеры стали компенсировать за счет нашей нефти.
Таким образом, для нас месторождение до сих пор работает без прибыли. Иностранцы заинтересованы, чтобы мы от этой кабалы не освобождались как можно дольше. Им даже выгодно увеличение затрат, и они не скупятся на расходы: иностранные рабочие из Норвегии получают по 5-6 тысяч долларов. Поэтому правительство, я считаю, пошло правильным путем, организовав дальнейшую разработку месторождений на основе покупки части акций нашими компаниями и при их участии. Сейчас в проекте «Сахалин-2», например, «Газпром» имеет 20%, а в «Сахалине-1» акции купила «Роснефть».
Сегодня наши нефтяные компании окрепли. Они готовы сами вкладывать средства. Время – что отрадно – работает на российскую экономику. У отечественных компаний появились средства на приобретение части долей у иностранных инвесторов. Почему именно «Газпром» – вполне понятно. Во-первых, это крупнейшая государственная компания и кому как не ей проводить политику и отстаивать интересы государства в таких проектах мирового масштаба. А во-вторых, еще в 80-е годы именно Газпром СССР был пионером и зачинателем работ на шельфе страны, в том числе и в Сахалинской области. Немаловажным обстоятельством является и то, что отечественные компании получают передовую мировую технологию, в том числе и в сооружении первого в России завода по сжижению природного газа.
Ближе к осени пройдет тендер по «Сахалину-3», в котором будут принимать участие только российские компании. Для иностранных же включается механизм ограничения. Дело в том, что месторождения Сахалина классифицируются как стратегические (критерий этого нового понятия еще пока до конца не определен; вероятно, к таковым будут отнесены месторождения с предполагаемым объемом не менее 30-59 млн т, а также месторождения на шельфе). А в этом случае доля иностранного участия не должна превышать более 49%. По такой же схеме пойдет освоение «Сахалина-4» и «Сахалина-5». СРП в этом проекте пока будет заморожен. Гори, гори, попутный газ?
Горящие днем и ночью гигантские факелы – обычная картина для наших нефтяных районов. Между тем попутный газ является основным сырьем для целой промышленной отрасли – газохимии. Рукотворные факелы представляют собой острейшую экологическую проблему. По оценкам специалистов, в мире ежегодно сжигается около 100 млрд кубометров попутного газа, причем на Россию приходится каждый пятый миллиард. За год в атмосферу выбрасывается более 400 тыс. т вредных веществ. На некоторых месторождениях попутного газа больше, на других – меньше. В любом случае его необходимо утилизировать. Сделать это можно несколькими способами.
Первый – повторно закачать его в пласт. За счет этого решатся задачи утилизации и хранения одновременно. Ведь закачанный под землю газ можно будет использовать впоследствии. Кроме того, в пласте повышается давление, и месторождение дольше работает фонтаном. Второй способ – использование газа для нужд объектов нефтепромысловой инфраструктуры (в тех же котельных). В этом случае проще использовать попутный газ. И третий способ – газохимия: получение пропана и бутана. Однако здесь есть несколько проблем. Первая заключается в разбросанности месторождений и сложности окружающего рельефа. Для того чтобы попутный газ собрать со всех скважин, нужны газопроводная система, хранилище и т.д. Газ необходимо обработать, высушить, обессолить, закачать в емкости и только потом использовать. Рентабельность от попутного газа возникает, когда перерабатываются большие объемы. Поэтому продукция должна быть ближе к заводам. Сегодня это соблюдается только в Якутии, Татарстане и на Сахалине.
Большую проблему представляет собой и газпромовская монополия на газопровод, за счет чего он берет газ у компаний по бросовым ценам, а попутный газ затратен, так что транспортировка для той или иной компании убыточна.
Поэтому необходим закон о трубопроводном транспорте, который бы четко разграничивал понятия собственника и эксплуатирующей организации, вопросы доступа к трубопроводу. Приоритет здесь должен иметь все-таки производитель продукции: тарифы за пользование нефтепроводом должны учитывать совершенные инвестиции в строительство. Сегодня подкомитет по нефтяному комплексу, совместно с правительством, готовит Закон о попутном нефтяном газе. Рассматриваться он будет в первом чтении в период осенней сессии 2007 г. Есть также закон о глубокой переработке углеводородного сырья; разработан комплекс мер по совершенствованию налогообложения. Но даже с внедрением всех этих мер мы пока далеки от опыта Саудовской Аравии, где развитие газохимии уже тридцать лет является стратегическим приоритетом в экономике. В качестве стимулирующих мер местные власти широко применяют и налоговые льготы, и правительственные гарантии по ценам на поставленное сырье, и финансовое участие государства, существенно минимизирующее риски долгосрочных и капиталоемких проектов. Грузите налоги баррелями
Неблагополучная экологическая ситуация в районах нефтегазодобычи давно стала нашей общей бедой. Конечно, во многом повинны в этом сами компании, которые привыкли идти по пути наименьшего сопротивления, руководствуясь принципом «после нас хоть потоп». С другой стороны, на фоне многочисленных громких разговоров о погубленной экологии, мы так и не стали свидетелями случаев, когда компании были бы серьезно оштрафованы, а работы на месторождении приостановлены. Причина, увы, в том, что и компании, и государство опосредованно, через налоги, заинтересованы в «браконьерском» подходе к природным ресурсам.
Для выработки остаточных запасов нефти необходимы новые технологии, значительные ресурсы – и людские, и материальные. Более 70% запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин, то есть на грани рентабельности. Свыше трети месторождений имеют обводненность более 70%. Ухудшается использование фонда скважин – доля бездействующих составляет уже четверть эксплуатационного фонда. Компании стремятся отработать запасы легкодоступной нефти, что является грубейшим нарушением Закона о недрах. Такое «браконьерское» поведение компаний имеет свои мотивы.
Основная причина консервации и перевода скважин в категорию бездействующих – низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции, делающие их эксплуатацию для компаний убыточной в рамках действующей налоговой системы. Налоги ориентированы на обложение высокодебитных месторождений. Иначе говоря, в каждом ведре нефти содержится 56% налогов. Существующая система налогообложения не гибкая – не учитывает объективно обусловленного роста издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин и роста обводненности. Именно из-за нерациональных налогов нефтеперерабатывающие компании зачастую пренебрегают экологическими требованиями.
Обеспеченность рентабельными запасами в целом по России не превышает 20-25 лет, что соответствует продолжительности разработки одного среднего месторождения. Плоская шкала налогообложения не стимулирует соблюдения проектного режима отбора нефти, внедрения методов повышения нефтеотдачи. Все это вынуждает компании форсировать нефтедобычу, а старые скважины бросать на произвол судьбы.
Чтобы остановить это бессовестное обкрадывание будущих поколений, думается, одних мер ужесточения законодательства недостаточно. Необходимы изменения в Налоговом кодексе. И с этими изменениями законодатели выйдут на думскую осеннюю сессию. Алексейц Никишин,
Журнал «Химия и бизнес», №5 (85), 2007
|
