Зоны поиска

Новые подходы к проведению разведки нефтегазовых запасов за счет бюджетных средств

Иллюстрации: Дмитрий Коротченко

Министерство природных ресурсов и экологии РФ намерено проводить разведку нефтегазовых запасов за счет бюджетных средств только в пяти зонах. В остальных регионах геологоразведкой будут заниматься только недропользователи, что при действующем законодательстве и фискальном режиме вряд ли повысит эффективность процесса восполнения ресурсной базы

Текст: Евгений Третьяков

В июле глава Министерства природных ресурсов и экологии России Сергей Донской сообщил, что возглавляемое им ведомство направит бюджетные средства, выделенные на проведение геологоразведочных работ (ГРР) в нефтегазовой сфере, на исследование только в пяти зонах. Три из них расположены в Западной Сибири (Карабашская, Юганско-Колтогорская и Гыданско-Хатангская), одна в Восточной Сибири (Аргишско-Чунская) и одна в Прикаспийской провинции (Озинско-Алтатинская). На геологоразведку этих зон планируется потратить около 65 млрд рублей до 2020 года включительно и не менее 16 млрд рублей в нынешнем году.

В Минприроды это решение объясняют необходимостью сконцентрировать ограниченные финансовые ресурсы на наиболее перспективных — по мнению ведомства — районах. В частности, в ведомстве ссылаются на то, что в 2014 году в пределах Карабашской зоны открыто Оурьинское нефтегазовое месторождение, расположенное на границе Ханты-Мансийского автономного округа и Свердловской области с запасами углеводородов 32 млн тонн условного топлива. В Юганско-Колтогорской провинции нашли Западно-Колтогорское месторождение, содержащее около 15 млн тонн углеводородов.

По информации руководителя направления «Операционная эффективность и Управление портфелем» Энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Сергея Клубкова, объемы начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти выделенных зон — более половины от ресурсной базы всех 29 нефтеперспективных зон нефтегазовых бассейнов (НГБ) России. Карабашская, Юганско-Колтогорская и Гыданско-Хатангская занимают первые три места по объемам НСР нефти — более 5,6 млрд тонн нефти или 44% от НСР всех нефтеперспективных зон России. Аргишско-Чунская зона Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции распадается на две зоны: Аргишскую и Чунско-Тетейскую. По НСР нефти эти зоны занимают пятое место среди всех нефтеперспективных зон России, однако имеют достаточно высокую плотность ресурсов — 7 тыс. тонн на 1 кв. км. Озинско-Алтатинская зона Прикаспийского НГБ по объему НСР занимает лишь 27-е место среди 29 нефтеперспективных зон всех НГБ, занимая при этом второе место по плотности запасов — 23,7 тыс. тонн/кв. км (первое место у Юганско-Колтогорской зоны — 32,1 тыс. тонн/кв. км). В 2013 году в Озинской зоне выявлена крупная Озинская структура, прогнозные извлекаемые ресурсы которой по категории D1лок оценены в 442 млн т.н.э. Кроме того, в соседней Терско-Каспийской нефтеперспективной зоне Прикаспийского НГБ в 2012 году было открыто крупное месторождение Великое, извлекаемые запасы нефти категории С2 которого на момент открытия оценивались в 42,3 млн тонн, а в результате до изучения выросли до 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа.

Сергей Донской ждет от такой концентрации ресурсов высокой отдачи и открытия новых крупных месторождений. «По нашим оценкам, мы можем прирастить в этих зонах порядка 2 млрд тонн условного топлива категорий С1 и С2 в течение последующих 15 лет», — сказал министр на заседании правительства. Однако, по оценке самих недропользователей, ожидания министра на долгосрочный эффект от разведки в выделенных зонах несколько завышены.

Без прицела на будущее

По мнению руководителя направления развития ресурсной базы в России «Газпром нефти» Юрия Филипповича, государственные ГРР действительно должны фокусироваться на проектах, готовящих ресурсную базу, которая будет запущена в промышленное освоение уже в третьем десятилетии ХХI века. Однако из выделенных зон таким критериям в определенной мере отвечает только Гыдано-Хатангская. Оценивая Аргишско-Чунскую зону, специалист отметил ее относительно равномерную изученность и возросший интерес основных недропользователей к территории, что дает повод предположить, что участки зоны и так будут залицензированы — без необходимости проводить там детализационные работы. Акцентирование внимания на недавнем «неожиданном открытии» Оурьинского месторождения в Карабашской зоне Юрий Филиппович также назвал не вполне корректным, поскольку об этом месторождении известно уже с прошлого века. Проблема заключалась в отсутствии в регионе необходимой инфраструктуры. Размер же потенциальных ресурсов южной и центральной части зоны господин Филиппович оценил в 50–100 млн т.н.э., «размазанных» по нескольким десяткам объектов, расположенных на большой территории. Юганско-Колтогорская зона, по оценке специалистов «Газпром нефти», представляет собой два независимых объекта, искусственно объединенных без учета геологических и инфраструктурных критериев. В Юганской части уже идет активное лицензирование, и перспективность этой части за счет такого объединения призвана повысить и ресурсную привлекательность «депрессивной» Колтогорской части. Экономически эффективное промышленное освоение этой территории возможно только при полном обнулении НДПИ.

В «Газпром нефти» не стали оценивать не входящую в сферу интересов компании (в отличие от четырех других зон) Озинско-Алтатинскую зону, отметив лишь, что ее размеры сопоставимы со средним поисковым лицензионным участком в ЯНАО и Восточной Сибири.

Мнение специалистов компании разделяют и независимые эксперты. Руководитель дирекции по научной работе Института геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ) Евгений Грунис назвал выбор зон для проведения ГРР «не совсем понятным». «Например, сегодня нас ждет громадный регион — Предуральский краевой прогиб, который протягивается от Прикаспийской впадины до северных морей. Принципиально доказано, что условия осадка накоплений, генераций, катагенеза идентичны тем, что и в Прикаспийской впадине», — заявил он, предположив, что концентрация бюджетных средств на пяти зонах, предложенная Минприроды, не сильно изменит положение дел в отечественной геологоразведке, бюджетные инвестиции в которую крайне недостаточны.

Сергей Клубков, напротив, именно в условиях недостатка финансирования видит новую политику Минприроды оптимальной: «Для государства это наиболее оптимальный подход, во-первых, есть вероятность крупных открытий, и, во-вторых, при выставлении на аукцион участков с подтвержденными ресурсами и запасами нефти и газа их аукционная стоимость должна позволить не только окупить инвестиции в геологоразведку, но и обеспечить для государства прибыльность этого вида деятельности. Кроме того, последующая разработка запасов недропользователем даст дополнительный народохозяйственный эффект и обеспечит поступления в государственный бюджет».

Примечательно, что, расходясь в оценке стратегии географического сужения интересов Минприроды, эксперты сходятся во мнении, что намерение переложить геологоразведку в остальных регионах страны на плечи недропользователей неверно. «Недропользователь всегда ограничен границами лицензионного участка. За пределы своей площади он выйти не может. Если взять тенденцию за последнее время, то число конкурсов и аукционов сократилось — не очень много желающих брать малоизученные площади и заниматься приростом запасов», — отметил Евгений Грунис. Сергей Клубков также говорит о нежелании недропользователей вкладывать средства в проекты с высокими геологическими рисками. Тем не менее пока геологоразведка остается в России в основном делом бизнеса.

Разведка без стимулов

По данным Минприроды, в 2013 году объем государственных инвестиций в ГРР по всем видам полезных ископаемых составил около 32 млрд рублей, а вложения из «внебюджетных источников» — порядка 240 млрд рублей. За счет, в первую очередь, усилий нефтегазовых компаний за последние пять лет в России фиксируется рост воспроизводства запасов углеводородного сырья с коэффициентами 1,4 по нефти и 1,5 по природному газу. В тоже время, по оценке Минприроды, «объемы ГРР значительные, но недостаточные на долгосрочную перспективу». «Несмотря на то что за последние восемь лет мы устойчиво разведываем запасы нефти и газа больше, чем добываем, если мы посмотрим структуру этого прироста, мы увидим, что основная часть (это около 80%) приходится не на новые открытия, а на доразведку уже разрабатываемых месторождений, обустроенных и привязанных к инфраструктуре. Конечно, это тоже важная часть воспроизводства запасов и ключевая составляющая удовлетворения потребностей сегодняшнего дня, но без новых открытий невозможно в полной мере на долгосрочную перспективу заместить неизбежное истощение тех 10% крупных и уникальных месторождений, которые дают нам 85% добычи нефти и газа», — сказал министр Донской. Правда, в отличие от экспертов чиновник говорит о необходимости расширения объемов ГРР не государством, а недропользователями. По его словам, «следует иметь в виду, что наши недропользователи отправляют на воспроизводство запасов значительно меньшую долю выручки от разработки месторождений, чем их зарубежные коллеги, что в долгосрочной перспективе создает риски». Впрочем, стоит отдать должное министру — он осознает, что российский нефтегазовый сектор и так несет гигантское фискальное бремя, являясь главным донором для бюджета. Поэтому на заседании правительства глава Минприроды предложил ряд мер, которые могут несколько облегчить жизнь компаниям, ведущим активные геологоразведочные работы.

По оценке Минприроды, основная причина того, что компании не заинтересованы заниматься масштабными поисками новых месторождений полезных ископаемых, — отсутствие в законодательстве экономических механизмов, целевым образом стимулирующих ГРР. Во многих странах, которые активно добывают природные ресурсы, налогообложение добычи базируется на прибыли, в России же главные фискальные инструменты — налог на добычу полезных ископаемых и экспортная пошлина, которые совершенно не учитывают затраты и реальную получаемую недропользователями прибыль. Вторая проблема — отсутствие специальных целевых механизмов стимулирования ГРР. В большинстве западных стран компании получают льготы или денежные компенсации по этому виду работ.

Не сумев пока преодолеть сопротивление Министерства финансов по поводу изменения схемы налогообложения нефтегазовых компаний, которое видит в этом угрозу для наполняемости бюджета, Минприроды в части ГРР предлагает более простой и понятный механизм — внедрение системы вычетов расходов на ГРР из НДПИ, подлежащего уплате компаниями в бюджет. Аналог в законодательстве уже есть — это вычеты из НДПИ по углю расходов, понесенных недропользователями на обеспечение промышленной безопасности в шахтах. «Минприроды в соответствии с поручением правительства и комиссии ТЭК проведены все необходимые расчеты, — сообщил Сергей Донской. — По нашим данным, введение такого механизма позволит получить прирост запасов нефти за 10 лет от 2 до 3 млрд тонн, в том числе за счет новых открытий, а также обеспечить дополнительную добычу от 360 до 605 млн т/год нефти». Однако у Минфина вновь другая логика. «Если затраты на геологоразведку вычитать из НДПИ, бюджет потеряет 65 млрд рублей в дополнение к тем 35 млрд рублей, которые тратятся на эти цели из госказны сегодня, — заявил министр финансов Антон Силуанов. — Затраты на геологоразведку полезных ископаемых сейчас учитываются при расчете налога на прибыль, а также в виде льгот по НДПИ при разработке месторождений в новых и труднодоступных регионах и при разработке трудноизвлекаемых ресурсов».

Решение вопроса отложено — премьер-министр Дмитрий Медведев отправил его на доработку. Учитывая сложную экономическую ситуацию в стране, прогнозировать смягчение позиций Минфина пока достаточно сложно. Это значит, что нефтегазовым компаниям остается рассчитывать только на свои силы.

Позицию государства можно трактовать по-разному. С одной стороны, конечно, речь идет о географическом ограничении исследований, с другой — о желании, сконцентрировав финансовые потоки в этих регионах, ускорить процесс подготовки территорий для их более детального изучения недропользователями в будущем. Важно, чтобы эти регионы совпадали со стратегиями развития основных игроков отрасли, и в целом большая часть из зон так или иначе попадает в нашу стратегию развития ресурсной базы. Правда, не везде речь идет о долгосрочных планах, но в целом компания заинтересована в таком подходе.
А вот в балансе инвестиций в ГРР со стороны государства и недропользователей явно видна диспропорция. По экспертной оценке, бюджет сегодня инвестирует только 10% от того, что необходимо для качественной подготовки запасов именно в долгосрочной перспективе. Хотя ограничения финансовых возможностей государства также понятны. А качественная подготовка запасов в периметре компании упирается не столько в финансовые ограничители, сколько в ограничители инвестиционной обоснованности. То есть мы сами для себя часто не можем обосновать инвестиции в поисково-разведочные направления, так как при сегодняшней налоговой политике рентабельность проектов в лучшем случае выйдет в ноль, а учитывая геологические риски и сложность запасов, скорее всего, будет отрицательной. Именно поэтому удельные затраты российских компаний на баррель или тонну добытой нефти в сфере ГРР сегодня действительно на порядки меньше, чем у мировых лидеров. Нам кажется, единственный путь решения проблемы — стимулирование затрат на ГРР через налоговые вычеты. Этот механизм активно и успешно используется практически всеми крупными добывающими странами с труднодоступной ресурсной базой. Пример Норвегии, где 78% от затрат на ГРР возвращается недропользователю на следующий календарный год, наверное, самый показательный: каждый год эта страна сообщает о каких-то крупных открытиях.
Мы совместно с бизнес-школой «Сколково» проработали модель соответствующих изменений в налоговой политике и сейчас нарабатываем некую статистику, доказывающую, что это выгодно как государству, так и недропользователям. Проект курируют Минэнерго и Минприроды. Все говорит о том, что в долгосрочной перспективе внедрение такой модели окупается с лихвой: сделав небольшую уступку компаниям в области ГРР, в будущем за счет налогов на действующую добычу с этих проектов государство вернет в разы больше, даже не учитывая социальную составляющую — развитие индустрии, освоение новых регионов, создание инфраструктуры и рабочих мест.
Пример эффективности такого подхода — влияние предоставления льгот по НДПИ на вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов. Наша компания уже реализует ряд проектов разработки бажено-абалакского комплекса на промышленном уровне, которые до введения льготы были неконкурентны с соизмеримыми проектами добычи традиционной нефти. Повлияло это и на привлекательность некоторых участков из нераспределенного фонда, которые не были рентабельными по традиционной нефти, неоднократно безуспешно выставлялись на аукционы и были проданы со значительным превышением стартовой цены, когда недропользователи посмотрели на них с точки зрения добычи нетрадиционной нефти с учетом действующей налоговой пошлины. Это прямой отклик на созданные условия и подтверждение правильности выбранного направления.

Алексей Вашкевич,
глава дирекции геологоразведки и развития ресурсной базы «Газпром нефти»

Пять нефтеперспективных зон
Нефтеперспективная зона Площадь Накопленная добыча Запасы нефти, млн т Ресурсы нефти, млн т Начальные суммарные ресурсы Плотность ресурсов С3+D
тыс. км² млн т А+В+С1 С2 С3 D1 D2 млн т тыс. т/км²
Гыданско-Хатангская 351,6 0,0 0,3 3,6 164,9 836 1485,5 2490,3 7,1
Юганско-Колтогорская 59,2 0,0 84,0 158,4 217,6 1421,1 258 2139,1 32,1
Карабашская 89,4 0,0 4,8 30,9 108,6 653,6 206,6 1004,5 10,8
Аргишско-Чунская 115,2 0,0 0,0 0,0 157,0 490,3 156,2 803,5 7,0
Озинско-Алтатинская 2,8 0,0 0,0 0,0 0,0 65,1 0,0 65,1 23,7
Остальные НГБ 1524,6 66,2 198,6 196,2 521,4 1672 3709 6363,5 3,9