1 стр. из 1

Северная часть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Ненецкий автономный округ — НАО) является одной из наиболее богатых углеводородными ресурсами территорий региона, в пределах которой выявлено значительное число крупных нефтяных месторождений. Запасы промышленных категорий достигают здесь на сегодня более 950 млн. т, однако ресурсный потенциал огромен — это лишь около 32% начальных суммарных ресурсов. В последние годы добыча нефти в Ненецком АО постепенно наращивается, в освоение вовлечено около 250 млн. т выявленных запасов, но тем не менее, их выработанность пока не превышает 5%.

До недавнего времени развитие добычи в регионе сдерживалось целым рядом объективных факторов (удаленность от центров развития добывающей промышленности, отсутствие транспортной и производственной инфраструктуры, суровые климатические условия и ряд других). Однако с появлением в России и выходом в регион мощных вертикально-интегрированных компаний, а также в условиях беспрецедентного роста цен на нефть, ее добыча в регионе неуклонно возрастает, составляя сейчас уже более 12 млн. т в год.

Федеральной программой развития НАО на период до 2020 г. предусмотрено дальнейшее динамичное и значительное по масштабам наращивание добычи, которое на первом этапе будет осуществляться на базе уже подготовленных к освоению месторождений. Прогнозные уровни добычи варьируются в достаточно широком диапазоне, однако их оптимальный коридор составляет, по оценкам специалистов ВНИГРИ, от 25–30 до 35–40 млн. т в год и будет определяться как динамикой макроэкономической ситуации в добывающей отрасли, так и развитием ресурсной базы региона.

Элементарные подсчеты показывают, что запасов разведанных месторождений для достижения этих объемов добычи и ее стабилизации на достаточно продолжительный период явно недостаточно. По мере их истощения и возникновения дефицита активных запасов нефти задача поддержания достигнутых уровней или возможного дополнительного наращивания объемов ляжет непосредственно на подготовленные к бурению и выявленные объекты, то есть на перспективную ресурсную базу.

На начало 2005 г. в НАО об­щий фонд локальных структур, подготовленных к глубокому бурению и выявленных сейсморазведкой, превышал 300 единиц (около 150 — в резервном фонде подготовленных к бурению объектов и почти 160 — в фонде выявленных). Суммар­ные извлекаемые ресурсы нефти в объектах резервного фонда составляют около 193 млн. т (примерно 183 млн. т — по категории С3, и 10 млн. т — по Д1), в объектах выявленного фонда они достигают почти 117 млн. т (101 млн. т — по категории Д1 и 16 млн. т по Д2).

Как свидетельствуют приведенные цифры, возможности этой части ресурсного потенциала (учитывая степень освоенности запасов региона) достаточно ограничены. В этих условиях целесообразно рассмотреть оценку экономической эффективности подготовки и вовлечения в освоение всей прогнозной ресурсной базы региона и проанализировать степень ее инвестиционной привлекательности в нынешних и перспективных макроэкономических условиях.

Информационной нефтегеологической основой, задействованной в процессе проведения данной оценки, послужили результаты количественной оценки ресурсного потенциала региона и данные по оценке структуры его ресурсов (распределение ресурсов нефти по нефтегазоносным комплексам и типам коллекторов, по типам ловушек, классам крупности прогнозных объектов освоения).

Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти в пределах НАО оцениваются примерно в 1460 млн. т. Расчеты ограничивались экономической оценкой ресурсного потенциала трех наиболее перспективных нефтегазоносных районов севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (территория НАО) — Харьяга-Усинского (Печоро-Колвинская нефтегазоносная область (НГО)), Колва-Висовского (Хорейверская НГО) и Верхнеадзьвинского (Варандей-Адзьвинская НГО), прогнозные ресурсы нефти которых достигают, соответственно, 150, 349 и 189 млн. т (извлекаемые). Соответственно, можно утверждать, что это большая и лучшая часть ресурсного потенциала региона.

Геолого-экономическая оценка отвечает нынешним макроэкономическим условиям, цена экспортируемой нефти принята на уровне $55/барр. (примерно $400/т), реализуемой в пределах России — около $300/т, доля экспорта — на уровне 30%. Налогообложение отвечает действующей налоговой системе.

На графиках приводятся некоторые оценки структуры ресурсов по всем трем нефтегеологическим объектам (без их дифференциации по отдельным районам). Основная часть ресурсов сосредоточена в двух нижних нефтегазоносных комплексах — верхнеордовинско-нижнедевонском (около 32%) и среднедевонско-нижнефранском (22%); в первом сконцентрировано и наибольшее количество прогнозных ловушек — 33% их общего числа по всем трем рассматриваемым нефтегазоносным районам. Наибольший объем ресурсного потенциала (69% ресурсов нефти и 70% числа ловушек) локализуется в интервалах глубин 2–4 км.
Как свидетельствуют полученные результаты, рентабельно могут быть освоены лишь около 44% (302 из 688 млн. т) потенциала анализируемой ресурсной базы. При этом доля рентабельных ресурсов существенно варьируется в зависимости от принадлежности к нефтегазоносному комплексу (и, соответственно, от промыслово-технологических характеристик продуктивных отложений), а также от глубин залегания прогнозных объектов разработки, изменяясь от 0–11% в пределах триасового и верхнепермского до 82% в — доманиково-турнейском комплексах.

Приводятся оценки этого показателя по всей совокупности прогнозных объектов освоения и оценки только по объектам, рентабельным для освоения.

Очевидно наличие явно выраженной тенденции к максимальному расхождению этих показателей по выделенным группам объектов, приуроченным, с одной стороны, к относительно большим глубинам, с другой — к комплексам отложений, характеризующихся худшими геолого-промысловыми условиями освоения. И наоборот, эти показатели наиболее сближены в пределах высокопродуктивных комплексов отложений (например, доманиково-турнейский НГК) и для ловушек, залегающих на средних (2–3 км) глубинах.

Комментируя приведенные зависимости в контексте перспектив развития добывающей отрасли, следует отметить несколько моментов, связанных с налогообложением нефтяных объектов.

Очевидно, что налоговая система (наряду с ценами на углеводородное сырье) играет принципиально важную роль в формировании инвестиционной привлекательности тех или иных объектов и тем самым — в вычленении объема ресурсной базы, экономически доступной для освоения и формирующей добычной потенциал региона. Она принадлежит к факторам, определяющим, с одной стороны, потенциальный уровень добычи сырья, с другой — гарантирующим поддержание на заданном уровне того или иного объема добычи.

Обратимся к более детальным результатам проведенной экономической оценки. Рассмотрим нефтяной объект с запасами 1,5 млн. т и продуктивностью скважин на уровне 40 т/сут. При глубине залегания 3900 м удельные капитальные затраты на его освоение оцениваются в $83/т, а приведенные затраты (сумма удельных капитальных и эксплуатационных затрат) — в $112/т. В рамках действующей налоговой системы внутренняя норма рентабельности инвестиций (ВНР) не превышает 2% при том, что эффективность проекта в целом (без учета налогов) составляет более 26%. При глубине залегания более 4400 м инвестиции в подобный проект не окупаются. Рентабельность инвестиций превышает минимально приемлемый уровень в 10% лишь на глубинах менее 3000 м. При этом для глубины залегания 3900 м недисконтированные, прибыль инвестора и объем налоговых отчислений (доходы государства) соотносятся как $12,6 и 250,8 млн.

Причина столь низкой экономической эффективности для инвестора заключается в несовершенстве действующей налоговой системы, главный недостаток которой определяется фискальным подходом к налогообложению добывающих предприятий вне зависимости от географо-экономических и промыслово-технологических особенностей того или иного объекта.
Неэффективность подобной концепции построения налоговой системы и ее пагубность для развития добывающей отрасли проиллюстрируем на налоге на добычу полезных ископаемых (НДПИ). В настоящее время он исчисляется по специальной формуле и исходя из уровня экспортных цен на нефть, составляя, при цене экспортируемой нефти $55/барр., около $73/т. Действие данного алгоритма исчисления НДПИ продлено до конца 2012 г.

Рассмотрим варианты оценок рассматриваемого потенциального проекта при вариациях ставок НДПИ в сторону их снижения.

Вариант 1 — вводятся льготы, которые на сегодня законодательно приняты применительно к новым объектам Восточной Сибири (налоговые каникулы и пониженная ставка по достижении выработанности 80% запасов).

Вариант 2 — в условиях действия введенных льгот вдвое (на 50%) снижается базовая ставка НДПИ.

Вариант 3 — полное упразднение НДПИ.

От варианта 1 к варианту 3 оценки ВНР инвестиции возрастут, соответственно, до 4,5, 8,1 и 11,2%, а доходы инвестора (числитель) и государства (знаменатель) составят при этом $31,3/232,1, 63,3/200,1 и 95,1/168,3 млн. Доходы государства в последнем случае снизятся на $82 млн., однако, отметим, что эти ресурсы будут вовлечены в освоение и бюджетные поступления будут реальными. Более того, добытое сырье будет вовлечено в последующие циклы переработки, в процессе которых налоговые поступления также пополнят бюджет государства.

Для аналогичного объекта, характеризующегося существенно большей продуктивностью отложений (80 т/сут., соответственно, себестоимость добычи снижается до $80/т), оценки ВНР составят уже 9% в рамках действующей налоговой системы и увеличатся до 13% уже при вводе минимальных льгот по НДПИ (вариант 1). При вариантах 2 и 3 льготного налогообложения данный объект будет иметь рентабельность, превышающую минимально приемлемый уровень (ВНР=10%) даже на глубинах залегания 5100 и 6000 м соответственно.

Для объекта с запасами 0,7 млн. т и дебите скважин 60 т/сут. на глубинах 3900 м рентабельность оценивается (при действующей налоговой системе) на уровне 2,1%. При вариантах 1–3 льготного налого­обложения по НДПИ оценки ВНР возрастают до 4,7, 7,6 и 10,2% соответственно, а поступления в бюджет снизятся со $114,6 до 77 млн. При базовом (действующем) варианте налогообложения объекты, подобные рассматриваемому, могут быть рентабельны на глубинах залегания не более 3200 м.

Наконец, проанализируем оценки объекта с запасами 3,5 млн. т и продуктивностью вмещающих отложений, ограничивающей дебиты скважин уровнем 25 т/сут. Для глубины залегания 3900 м себестоимость освоения оценивается в $114,6/т. Оценка ВНР составляет лишь 0,6% (при безналоговом варианте ВНР проекта достигает 24,5%), а доходы инвестора и государства оцениваются в $8,9 и 568,4 млн. соответственно. При льготах по НДПИ (варианты 1–3) ВНР возрастает, соответственно, до 3,1, 6,6 и 9,8%, а доходы инвестора и государства составляют $47,3/530,1, 122,6/454,8 и 195,8/381,5 млн. При действующей налоговой системе подобный объект минимально рентабелен на глубинах менее 2600 м (себестоимость освоения $81/т). Рентабельными (с доходностью по инвестициям 10% и выше) в условиях полного освобождения от НДПИ (вариант 3 рассматриваемых льгот) аналогичные объекты будут на глубинах до 3850 м.

Таким образом, в условиях наличия достаточного ресурсного потенциала и динамика наращивания добычи нефти в регионе, и ее масштабы в абсолютном исчислении в существенной мере будут определяться (наряду с другими условиями) рентабельностью освоения подготовленных запасов и ресурсов.

Наибольшее влияние на рентабельность и, тем самым, инвестиционную привлекательность, оказывают два фактора — цены на нефть и налоговая нагрузка. В настоящее время цены достигли уровня, гарантирующего эффективность освоения существенной части ресурсного потенциала. Вместе с тем, действующая налоговая система и, соответственно, налоговая политика, призванная формировать инвестиционную политику и направлять ее в интересах развития отрасли, не выполняет данных функций. Характеризуясь ярко выраженным фискальным характером, она по-прежнему развивается исключительно в данном направлении, адаптируясь к росту цен. Так, с середины 2005 г. введена более прогрессивная шкала исчисления экспортной пошлины, изымающая 65% от цены экспортируемой нефти при ее уровне выше $25/барр., отложен на будущее момент запуска алгоритма исчисления НДПИ, учитывающий валовой доход по проектам добычи и позволяющий хотя бы частично дифференцировать налоговую нагрузку (в части НДПИ) в зависимости от географо-экономических условий освоения. О совершенствовании других механизмов налогового регулирования нефтедобычи пока практически даже речи не идет.

Вместе с тем, очевидно, что исчерпание легкодоступных запасов и уже введенных в освоение месторождений, а также имеющее место ухудшение структуры ресурсной базы углеводородного сырья сделают актуальной проблему эффективного регулирования налоговой системы и адаптации ее к нуждам развития добывающей отрасли. Как показывают проведенные оценки, принципиальных препятствий на пути будущего вовлечения в оборот нефтяных ресурсов и наращивания объемов добычи не предвидится. Проблемы в пределах региона — причем, уже в недалеком будущем — могут быть обусловлены геологическими аспектами, и в том числе — проблемами наращивания сырьевой базы в объемах, отвечающих темпам вовлечения в оборот запасов промышленных категорий и объемам добычи.

Масштабы этих работ и необходимые затраты существенны. А поскольку экономическая эффективность для инвесторов в рамках существующей налоговой системы находится на грани критической, необходимо безотлагательное проведение мероприятий, гарантирующих воплощение планов освоения этих ресурсов в жизнь. Это и усилия непосредственно государства, выражающиеся в необходимом финансировании определенных видов и объемов работ, и целенаправленная деятельность компаний-недропользователей. При этом государство должно выработать такую политику в области недропользования, чтобы потенциальному инвестору было выгодно вести ГРР и наращивать ресурсную базу, компенсируя собственную добычу необходимыми объемами прироста запасов. Перспективы для подобного наращивания ресурсной базы в пределах Ненецкого автономного округа, безусловно, существуют.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!