1 стр. из 1

На примере всестороннего анализа ряда проектов разработки месторождений Баренцево-Карской нефтегазоносной провинции в данной статье рассматриваются технологические проблемы и экономические аспекты освоения ресурсной базы углеводородов арк­тического шельфа России.

Оценки углеводородного потенциала в пределах Российского арктического шельфа достигают уровня 40% общемировых ресурсов. В первую очередь, он сосредоточен в шельфовых зонах Баренцева и Карского морей, в пределах которых уже обнаружены крупные и уникальные по запасам месторождения нефти и газа. Вместе с тем, геологоразведочными работами здесь охвачено лишь 2%, а поисковое бурение ведется лишь на 1% перспективных площадей. Эти акватории (наряду с Восточной Сибирью) на сегодня признаются практически единственным источником наиболее масштабного прироста запасов и будущего развития добычи нефти и газа в России. Дискуссионным остается лишь один вопрос — насколько это будущее далеко, нужно ли уже сегодня тратить государственные средства для их изучения и форсировать освоение.

Ответ не очевиден и лежит на пересечении двух плоскостей: динамики технического прогресса в области развития морской нефтегазодобычи и экономики соответствующих добычных проектов и принимаемых технологических решений.

Проблема освоения ресурсного потенциала арктических морей по существу уже начинает приобретать практическую направленность. Старт дан с запуском проекта освоения Приразломного нефтяного месторождения в Печорском море. Побудительным мотивом к этому служит наличие значительных объемов доказанных запасов в пределах шельфовой зоны, их высокая концентрация и относительная близость к потенциальным потребителям, а также благоприятное развитие конъюнктуры рынка углеводородного сырья. Катализаторами интереса иностранных компаний к российскому арктическому шельфу являются существенное исчерпание ресурсного потенциала шельфа Северного моря и огромный накопленный технологический потенциал в области морской добычи.

Важнейшая особенность проектов добычи углеводородных ресурсов в пределах арктического шельфа России обусловлена суровыми климатическими условиями, очень сложной гидрологической и ледовой обстановкой. Все эти факторы носят качественный характер и приводят к трудностям, сопряженным с освоением морских месторождений. В первую очередь это выражается в относительно повышенных рисках техногенных аварий и экологических ущербов. Существенно больших усилий (как технологических, так и финансовых) требует организация системы танкерной транспортировки нефти в ледовых условиях.

Специального обсуждения требуют экологические риски. Их трудно переоценить и, соответственно, застраховать. Масштабы катастроф на море, как свидетельствует мировой опыт, бывают столь значительны, что для их ликвидации часто бывает недостаточно финансовых ресурсов ни единичных проектов, ни даже компаний мирового уровня. Для ледовых условий проблемными могут оказаться и наработанные технологические решения по ликвидации экологических катастроф.

Важнейшим условием развития нефтегазодобычи в любом новом регионе является наличие инфраструктуры — транспортной, производственной, добывающей. Предельные технологические возможности сложных проектов (как в части обустройства месторождений, так и в части проведения буровых работ) регламентируются наличием соответствующих мощностей. На сегодня необходимые специализированные мощности, связанные с производством геологоразведочных работ, эксплуатационного бурения, строительством платформенных оснований и т. д., в России минимальны и в ближайшей перспективе не следует ожидать их наращивания. Сложные природно-климатические условия данного региона и удаленность от баз снабжения (более 1000 км) дополнительно ограничивают возможность масштабной реализации проектов освоения.

Интересы государства при освоении ресурсного потенциала должны определяться двумя составляющими — максимальной отдачей для бюджета от эксплуатации ресурсов и соблюдением стратегических интересов, в том числе связанных с обеспечением топливно-энергетической безопасности на максимально длительное время. Оптимальный баланс этих интересов во многом формируется в зависимости от экономической эффективности проектов.

Проекты добычи нефти и газа в пределах арктического шельфа характеризуются, вследствие специфики технологических условий их реализации, огромными капитальными затратами и существенно более высокими эксплуатационными издержками. Высокий уровень технологических рисков этих проектов влечет значительные финансовые риски, что предопределяет в качестве необходимого условия их финансирования повышенную доходность инвестиций и, соответственно, значительные отчисления на формирование доходов инвесторов.

Анализ проектов освоения ряда нефтяных объектов, расположенных в пределах шельфа Печорского моря, показывает, что в нынешних макроэкономических условиях и в зависимости от технических условий реализации проектов, различающихся как промыслово-технологическими параметрами, так и схемами организации добычи на этих объектах, их экономические показатели лежат на грани критических значений или вовсе нерентабельны.

Более детально остановимся на единственном арктическом проекте, который на сегодня реализуется в России и уже близок к завершению — освоение Приразломного месторождения. Месторождение находится в Печорском море, в арктической части Печорской губы, расположено в 60 км от берега, на глубинах 18–20 м. Извлекаемые запасы позволяют оценивать его как крупное (более 30 млн. т). Освоение со стационарной морской ледостойкой платформы, строительство которой близко к завершению. Последний вариант проекта предусматривает бурение 19 добывающих и 16 нагнетательных скважин (горизонтальное закачивание, протяженность горизонтальных участков в пределах залежи до 1000 м, интенсивное закачивание воды в пласт для поддержания пластового давления — коэффициент закачки составляет около 1.5) и предполагает дебиты скважин более 1000 т/сут. Пик добычи — около 7 млн. т, период максимальной добычи — 2 года. Капитальные затраты (включая транспортную систему) оцениваются примерно в $1,4–1,5 млрд.

Учитывая особенности продуктивной толщи данного объекта, характеристику фильтрационно-емкостных свойств вмещающих отложений и свойства нефти (принадлежат к группе тяжелых), заложенные проектные показатели, по оценкам О. М. Прищепы (ВНИГРИ), скорее всего не будут достигнуты, а максимальный рабочий дебит скважин для подобных объектов будет существенно ниже 400 т/сут. В этом случае капитальные затраты могут достичь уже $1,8–1,9 млрд. и даже выше.

Внутренняя норма рентабельности первого варианта (при заданном уровне цен и действующей налоговой системе) составляет 15–16%, второго — на наш взгляд, наиболее реалистичного — не достигает даже 10%.

Рассмотрим другие характеристики этих вариантов, в частности, удельные затраты (капитальные и эксплуатационные) и удельные доходы по проекту в целом в зависимости от развития конъюнктуры рынка углеводородного сырья и, соответственно, цен на нефть. Для сравнения приводятся показатели по двум сухопутным объектам, расположенным в пределах Ненецкого автономного округа. Причем, сухопутные объекты характеризуются существенно менее благоприятными промыслово-технологическими характеристиками (значительно меньшие запасы и меньшие дебиты скважин, намного большие глубины залегания).

Приведенные диаграммы показывают, что соотношение объема затрат к объему доходов по морским проектам ставит их в ряд чрезвычайно критичных относительно увеличения затратной составляющей, а потому очень рискованных финансовых проектов. Существенное нарушение баланса по доходности может произойти либо вследствие фактического превышения капитальных и эксплуатационных расходов относительно заложенных в проект, либо вследствие непредвиденных расходов (ликвидация аварий). Риски возрастают в связи с недостаточной обоснованностью нормативной базы арктических проектов. В этой связи следует отметить, что в пределах Норвежского сектора Баренцева моря только удельные капитальные затраты по современным нефтегазовым проектам достигают 20–70 $/т. С учетом действующей налоговой системы (ДНС) инвестиционная привлекательность арктических проектов падает еще значительнее, поскольку в рамках ДНС преобладающая часть доходов по таким высокозатратным проектам изымается государством.

Таким образом, в нынешней макроэкономической ситуации большинство нефтегазовых проектов в пределах шельфа Печорского моря характеризуется в лучшем случае околокритическими показателями эффективности. С точки зрения ценового фактора существует три пути повышения экономических показателей морских проектов Арктики: 1 — увеличение внутренних цен на нефть и сближение их с мировыми (что невозможно в достаточно кратко­срочной перспективе); 2 — увеличение доли экспорта (что невыгодно государству и другим конкурирующим компаниям); 3 — снижение налоговой нагрузки на арктические морские проекты (что невыгодно государству).

Даже столь поверхностный анализ показывает, что применительно к существующим и даже перспективным (в части возможного роста цен) макроэкономическим условиям и в рамках ДНС эффективность морских проектов нефте- и газодобычи сравнительно невысока и существенно ниже, чем хотелось бы инвесторам, а риски финансовых потерь, связанные с их реализацией, перекрывают уровень приемлемых.
Этими обстоятельствами обусловлена точка зрения на перспективы реализации подобных проектов в неразрывной связи с введением для них специальных налоговых режимов и, в частности, режима типа соглашений о разделе продукции (СРП). На сегодня в контексте обсуждений проблем проектов Приразломного и Штокмановского месторождений данный налоговый режим также фигурирует как их неотъемлемый элемент.

Однако на сегодня практическое применение данного налогового режима в его существующей редакции недопустимо, поскольку в соответствующем законе не определены основополагающие вопросы, без должной и глубокой проработки которых его эффективное использование (с точки зрения всестороннего соблюдения интересов государства) невозможно.

В качестве одного из альтернативных налоговых механизмов, позволяющих существенно изменить экономические характеристики морских проектов в сторону снижения рисков инвестора и повышения эффективности инвестиций, вполне реален подход к налогообложению нефтяных компаний, существующий в Норвегии. Здесь в основе вырабатываемых по каждому проекту специальных налоговых режимов лежит существенное сокращение срока амортизации капиталовложений в морскую добычу (до 3–6 лет).

Проиллюстрируем механизм действия подобного подхода на примере проекта освоения объекта Медынское–море-1, Печорское море. Рассмотрим оценки проекта, полученные в рамках ДНС (вариант 1) и при некоторых вариациях ее параметров (в частности, срока амортизации, налога на добычу полезных ископаемых и налога на прибыль): вариант 2 — срок амортизации капзатрат с 25 лет снижен до 15 лет; вариант 3 — срок амортизации снижен до 9 лет и дополнительно упразднен НДПИ, а налог на прибыль увеличен в 2,5 раза — до 60%; вариант 4 — в отличие от варианта 3 снижен налог на прибыль до 48%. Как видно из приведенных во врезках показателей, при переходе от варианта 1 (ДНС) к варианту с минимальным сроком амортизации (вариант 4) внутренняя норма рентабельности проекта возрастает с 14,4% до 17,4%, а проект становится окупаемым при ставке дисконтирования 15% со сроком окупаемости менее 11 лет.

Не изменяя, по существу, общие валовые показатели бюджетных поступлений, за счет более ускоренных возвратов инвестиций удается существенно улучшить экономические показатели проектов и резко снизить финансовые риски, что, безусловно, улучшает инвестиционный климат в целом и повышает привлекательность проектов.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!