Россия обладает огромными запасами нефти, но этого недостаточно, чтобы нефтегазовая отрасль продолжала успешно развиваться. Качество и доступность ресурсной базы со временем снижаются, а стимула для инвестиций в новые поисковые работы нет. Мы спросили у отраслевых экспертов, как можно решить эту проблему?
Как вы оцениваете положение дел с восполнением ресурсной базы в нефтегазовой отрасли России?
Юрий Масалкин, директор по геологоразведке и развитию ресурсной базы «Газпром нефти»:
На сегодня потенциал больших открытий в традиционных регионах практически исчерпан, а изученность новых остается критически низкой. База первичной геолого-геофизической информации — поисковый задел — формируется медленнее, чем необходимо для кардинального изменения ситуации. При этом поиск и оценка месторождений в новых перспективных регионах связаны для нефтяных компаний с очень высокими геологическими рисками, осложняются тяжелыми климатическими условиями и отсутствием транспортной и нефтегазовой инфраструктуры. Мы готовы брать на себя риски frontier exploration, как, например, в нашем проекте на Гыдане. Однако, чтобы такие сложные проекты имели лучшие шансы на успех, необходимы механизмы правового и инвестиционного стимулирования, особенно в контексте высокой волатильности цен на углеводороды и общей нестабильности мировой экономики. В настоящий момент механизмы стимулирования геолого-разведочных работ (ГРР) на суше в малоосвоенных регионах практически отсутствуют, хотя риски, сложность и стоимость этих работ сопоставимы с проектами на шельфе, для которых созданы льготы.
Дарья Козлова, директор по консалтингу в секторе госрегулирования ТЭК, VYGON Consulting:
По данным отчетности Роснедр по нефти и газу, коэффициент восполнения запасов за последние 10 лет стабильно превышает 100%. Однако вопрос в качестве приращиваемой ресурсной базы. Например, по нефти средний размер открытий новых месторождений составил 5–10 млн т без учета нескольких крупных на шельфе и Пайяхского кластера. И далеко не все из этого прироста экономически эффективно разрабатывать. Это создает риски для сохранения стабильного уровня добычи нефти в России в среднесрочной перспективе.
Даже в кризисный 2020 год объемы инвестиций в геологоразведку в России выросли на 6% — до 340 млрд руб. относительно 2019 года. Но технологическая сложность операций растет. Необходимо осваивать новые регионы добычи. В условиях существующего налогового режима, санкций и последствий СOVID-19 денежный поток компаний для инвестиций ограничен. Для увеличения объемов ГРР нужна государственная поддержка.
Какие инструменты поддержки ГРР существуют в мире? Какой опыт Россия могла бы использовать?
Дарья Козлова, директор по консалтингу в секторе госрегулирования ТЭК, VYGON Consulting:
Во многих нефтедобывающих странах есть стимулы для геологоразведки. В Норвегии, Великобритании и Канаде применяется вычет затрат. В Норвегии при этом в случае недостаточности прибыли затраты на ГРР возмещаются из государственного бюджета. В США — ускоренная амортизация. В России действует повышающий коэффициент для вычета затрат на поиск для континентального шельфа. С 2013-го в России обсуждается вопрос введения аналогичного повышающего коэффициента и для суши. В 2020-м в рамках единого плана мероприятий по реализации Основ государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2035 года выделен пункт о мерах государственной поддержки проведения геолого-разведочных работ за счет частных инвестиций в регионе. Сейчас важно проработать конкретные параметры этого механизма.
Насколько геологоразведка в России привлекательна для инвестиций, венчурных фондов?
Татьяна Морозова, генеральный директор венчурного фонда «Новая индустрия»:
Нефтегазовые проекты в целом и геологоразведка в частности — сложная тема для большинства венчурных фондов. С одной стороны, фондам сложно организовать экспертизу таких проектов, они их часто не понимают. С другой стороны, они зачастую не видят возможностей для выхода из проектов (продажи своих долей). Наш фонд выгодно отличается: мы работаем в тесной связи с различными дирекциями «Газпром нефти», используем их экспертизу и глубоко вникаем в суть технологий. Кроме того, мы, как финансовый инвестор, при входе в проект детально прорабатываем и возможности выхода.
В настоящее время идет работа по изменению «Методики расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами». Чем обусловлена необходимость в изменениях?
Дмитрий Богданов, управляющий партнер консалтинговой компании «ГеоКИН», к. ф.-м. н.:
Несмотря на то что изученность выставляемых на аукционы участков нераспределенного фонда снижается, что все больше участков расположено в малоосвоенных регионах, а доля трудноизвлекаемых запасов увеличивается, стоимость участков недр растет. Складывается парадоксальная ситуация, когда их освоение требует все больших вложений в геологоразведку, технологию добычи, инфраструктуру, а государство повышает платежи и сужает круг компаний, потенциально заинтересованных в освоении новых участков.
Марина Иутина, заведующая отделом геолого-экономической оценки запасов и ресурсов нефти и газа ФГУП «ВНИГНИ», к. э. н.:
Отправной точкой в работе по совершенствованию методики послужила необходимость ее приведения в соответствие с положениями действующего налогового кодекса. Последние изменения в части непосредственно расчета минимального стартового размера разового платежа по углеводородному сырью были внесены в методику в начале 2015 года.
За прошедший период накоплен огромный опыт применения методики, выявлены спорные и проблемные места, требующие корректировки. Более половины участков недр по результатам аукционов остаются невостребованными. ФГБУ «ВНИГНИ» проводится работа по формированию предложений для внесения изменений в действующую редакцию методики. Предполагается, что они позволят повысить эффективность распределения участков через систему конкурсов и аукционов без снижения бюджетных поступлений от разовых платежей за пользование недрами.
Почему методика, хорошо показавшая себя в 2008–2012 годах, оказалась не столь эффективной в последние годы?
Дмитрий Богданов, управляющий партнер консалтинговой компании «ГеоКИН», к. ф.-м. н.:
Ограничивая разовые платежи за право пользования недрами фиксированным размером от среднегодовой величины налога на добычу полезных ископаемых, в 2008 году подразумевали, что изменение налога будет связано только с изменениями макроэкономических показателей (ценами на полезные ископаемые и величинами обменных курсов). Но для углеводородного сырья базовая часть НДПИ в 2008–2021 годах увеличилась более чем в два раза, что привело к значительному увеличению стоимости участков. Обменный курс за тот же период вырос более чем в три раза, притом что цены на сырье остались сопоставимыми. Все эти факторы автоматически привели к росту стоимости участков минимум в 7–8 раз.
Кроме того, методика никак не учитывает рост доли участков с трудноизвлекаемыми запасами, разработка которых требует от компаний все больше вложений.
Снижение разовых платежей должно, с одной стороны, позволить компаниям продолжать расширять минерально-сырьевую базу и осваивать новые территории, а с другой — повысить привлекательность изучения и разработки трудноизвлекаемых запасов.
Подписывайтесь и оставляйте комментарии!
Как снизить стоимость бурения нефтяной скважины на 33 млн рублей?
Почему строить нефтяные скважины стало проще
Какая новая технология продлит жизнь нефтяных месторождений России
Оригинал статьи и другие материалы читайте на сайте журнала: www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/