Россия претендует на роль ведущей энергетической державы и хочет использовать имеющийся у нее ресурсный потенциал как главный инструмент укрепления своего влияния в мире. Очевидно, что нефтяному сектору будет отводиться в воплощении этой идеи не последняя роль. Но сможет ли отрасль в долгосрочном плане обеспечить России статус, который она стремится за собой закрепить? Способна ли она выполнять, как это было до сих пор, функции локомотива экономического роста? Ответ на эти вопросы сейчас всецело зависит от российских властей. Политика, которую они проводили в последние годы, была в основном направлена на извлечение сиюминутных выгод и не давала ясного представления о том, что будет с «нефтянкой» через 10-15 лет и в более отдаленной перспективе. В результате даже сейчас в условиях исключительно благоприятной конъюнктуры мировых рынков отрасль подошла к тому рубежу, за которым ее ждут непростые времена.
Экономическое благополучие России и усиление ее геополитической роли выглядит вполне реальным в условиях постепенного истощения мировых углеводородных резервов, но только при одном условии — если российские запасы будут как минимум стабильными и достаточными и для покрытия нужд внутренних и зарубежных потребителей. Между тем в России также существует проблема ресурсной базы. Активы, расположенные в Западной Сибири и обеспечивающие примерно три четверти суммарной добычи, были введены в эксплуатацию почти полвека назад. Нефти на этих месторождениях, согласно оценкам, хватит еще как минимум на 25-30 лет, но пик добычи на них уже пройден. К тому же растет доля трудноизвлекаемых запасов, а значит, нужны инвестиции в новые технологии извлечения нефти. Поэтому, с одной стороны, существует проблема более эффективного режима добычи на действующих месторождениях с учетом их приближающегося истощения. С другой стороны, задача выхода на новые, еще не освоенные нефтяные территории становится как никогда актуальной.
Тормозной путь. По данным Росстата, добыча нефти, включая газовый конденсат, в прошлом году выросла всего на 2,2% по сравнению с показателем 2004 года и составила чуть меньше 470 млн тонн. Динамика очень скромная, если сравнивать с цифрами начала десятилетия, когда объемы добычи увеличивались на 8-10%. «С одной стороны, это тревожная тенденция, — признает заместитель директора департамента тарифов и инфраструктурных реформ Минэкономразвития Александр Гладков. — С другой стороны, все время поддерживать тот значительный прирост, который был раньше, довольно затруднительно. Дело в том, что у сдерживания прироста добычи были объективные причины. Основные запасы, готовые к освоению, и разбуренные — уже освоены, и нефтяные компании начинают выходить на подготовленные, но еще недоразбуренные залежи, осваивать и вводить в промышленную эксплуатацию новые месторождения. Освоение этих запасов обходится дороже, они требуют другого инвестиционного цикла, и поэтому здесь сказывается сдерживающий фактор».
Наращивание добычи в 2000-2004 годах в основном обеспечивали «Юкос», «Сибнефть», «ТНК» и «Славнефть». Прошлогоднее торможение было вызвано показателями «Юкоса» (вернее, того, что от него осталось) и перешедшего в собственность «Роснефти» «Юганскнефтегаза», а также «Сибнефти», купленной «Газпромом». Если раньше эти компании демонстрировали двузначные темпы роста, то в прошлом году объем добычи бывшей дочки «Юкоса» практически не изменился, а у «Сибнефти» без учета доли в «Славнефти» он даже снизился на 1 млн тонн. Более того, из бизнес-плана «Сибнефти» на текущий год следует, что к 2010-му добыча на базовых месторождениях компании может упасть до 17,3 млн тонн. Во многом безрадостные результаты связаны с тем, что прежние хозяева обеих компаний делали ставку на наращивание добычи при минимуме инвестиций.
«Нельзя сказать, что активная смена собственников, которую мы видели в прошлом году, — это отрицательный фактор, — полагает Александр Гладков. — Смена команд управленцев всегда приводит к тому, что на некоторый период компания как бы находится в подвешенном состоянии. Поэтому прирост в отрасли действительно был не таким значительным, как мы ожидали. Но мы надеемся, что в этом году будет дальнейший прирост: добыча нефти в России составит порядка 480 млн тонн».
Усиление государственного контроля над нефтегазовым сектором можно назвать наиболее значимым вектором прошлого года. Только на «Роснефть» вместе с «Юганскнефтегазом» и «Сибнефть» приходится почти четверть суммарной добычи в стране. «Это факт жизни, характерный не только для России, но и для всех остальных стран с весомым мировым уровнем добычи углеводородов, — отмечает аналитик компании «Атон» Артем Кончин. — Посмотрите на отношение инвесторов к «Газпрому» и «Роснефти» — их энтузиазм подтверждает, что факт присутствия государства в этой отрасли еще не есть автоматический негатив. С либерализацией «Газпрома», поглощением «Сибнефти» и предстоящим IPO «Роснефти» у нас появились реальные индикаторы, чтобы судить об эффективности государства как собственника. Так что я бы не стал делать поспешные выводы».
Как снимают «сливки». Одним из главных препятствий для развития нефтяной отрасли в России пока остается несовершенство ее налогообложения. Сегодня уже всем очевидно, что действующая система делает невыгодными инвестиции в разведку и освоение новых месторождений, особенно сложных. Для правительства это тоже не секрет. В частности, министр экономического развития и торговли Герман Греф недавно высказал опасение, что нефтегазовый сектор России в ближайшее время может столкнуться со спадом производства. «Критически важным является введение дифференциации НДПИ уже с 2007 года. Ни в коем случае нельзя откладывать, и так уже опоздали с этим решением», — признал министр на одном из заседаний правительства.
Вводя НДПИ в 2002 году, государство преследовало вполне конкретную цель — пресечь попытки компаний уйти от налогов и обеспечить поступления в бюджет. Это удалось сделать: по оценкам компании 4D Consult, суммарный объем налогов и сборов, уплачиваемых нефтяной отраслью, увеличился с $13 млрд в 2000 году до более чем $80 млрд в 2005-м, а доля налогов в выручке нефтяных компаний выросла за тот же период с 23 до более чем 50%. Один только НДПИ в прошлом году принес в казну 908 млрд рублей — на 75% больше, чем в 2004-м. Одновременно государство активно использовало и другой инструмент фискальной нагрузки — экспортную пошлину на нефть. С 1 апреля ее ставка выросла почти на $26 и была установлена на рекордном уровне $186,4 за тонну.
По оценкам экспертов, государство изымает практически всю сверхприбыль, полученную нефтяными компаниями при цене, превышающей $25 за баррель. Согласно подсчетам Института финансовых исследований, если цена барреля нефти выше этой отметки, то ее прирост на $1 увеличивает доход нефтяных компаний при экспорте нефти только на 13 центов с каждого проданного барреля.
Сложившаяся ситуация устраивала власти, поскольку даже с такими налогами компаниям все-таки удавалось неплохо зарабатывать. По словам заместителя министра финансов Сергея Шаталова, чистая прибыль нефтяных компаний России в прошлом году составила $38-40 млрд. Как отметил чиновник, «убыточных нефтяных компаний у нас нет». Однако эксперты опасаются, что при нынешнем тяжелом налоговом бремени компаниям трудно не только разведывать и осваивать новые запасы, но и повышать отдачу уже действующих месторождений путем внедрения методов повышения нефтеотдачи. Здесь Россия значительно отстает от ведущих нефтедобывающих стран.
Другой НДПИ. Над тем, как дифференцировать НДПИ, в правительстве думают уже второй год. Минэкономразвития пока не видит смысла в давно обсуждаемом предложении отказаться от привязки этого налога к мировым ценам на нефть. По словам Александра Гладкова, вопрос еще не снят с повестки окончательно. Но проблема, по мнению представителя министерства, состоит также в том, что пока никто не предложил приемлемой схемы отвязки этого налога.
Сейчас рассматриваются два основных направления реформирования НДПИ. Первое — дифференциация по степени выработанности: ставка будет снижаться по месторождениям, выработанным более чем на 80%. Это предложение выгодно прежде всего компаниям «Татнефть» и «Башнефть». Второе — предоставление налоговых каникул для месторождений в Восточной Сибири, Тимано-Печорской нефтегазовой провинции (Ненецкий автономный округ) и на шельфе. «Льготный период по уплате НДПИ предлагается начинать с момента выдачи лицензии. Если речь идет об эксплуатационной лицензии, налоговые каникулы будут предоставляться на 10 лет. По тем месторождениям, на которые разрешения уже выданы, срок льготы составит 10 лет с момента вступления в силу закона. Если это лицензия на разведку, длительность налоговых каникул может достигнуть 15 лет», — поясняет Александр Гладков. В то же время в Минфине считают, что действие льготного периода следует прекращать досрочно при выходе компании на определенный уровень прибыльности.
Сама по себе идея дифференциации НДПИ кажется разумной всем. Но дьявол, как всегда, кроется в деталях. Сложность администрирования продифференцированного НДПИ может привести к тому, что предлагаемые меры не достигнут своей цели и не приведут к расконсервированию скважин и увеличению нефтеизвлечения на выработанных месторождениях. Тем более что в России, в отличие от большинства нефтедобывающих стран, до сих пор не ведется поскважинный учет добычи. В лучшем случае сэкономленные на НДПИ деньги будут направляться на покупку новых лицензий, в худшем — уйдут на выплату дивидендов.
Проблема администрирования создает опасность и другого рода. «Все критерии дифференциации НДПИ, перечисленные в проекте, имеют смысл, — считает Артем Кончин. — Но вот практическое их применение наверняка будет связанно с субъективными оценками. Мне кажется, что дифференциация на основе таких нечетких факторов, как истощенность либо сложность залежей, повлечет за собой конфликты между компаниями и налоговиками и, быть может, даже откроет путь для новых историй с пересчетом налогов за прошедшие периоды».
По мнению генерального директора «Ассонефти» Елены Корзун, слабость правительственного подхода к дифференциации НДПИ в том, что он охватывает лишь ограниченное число месторождений. «Мы убеждены, что пониженные или нулевые ставки НДПИ на определенный период времени необходимо распространить не только для Восточной Сибири, но и на все регионы. Это связано с тем, что вводимые новые месторождения, как правило, расположены в необустроенных, отдаленных от производственной инфраструктуры районах. Там требуются значительные инвестиционные ресурсы», — полагает она.
В любом случае налоговые нововведения в ближайшие годы не ускорят темпы роста добычи. По мнению Минэкономразвития, инициативы по сокращению фискального бремени на нефтяные компании не смогут компенсировать падение добычи нефти на действующих месторождениях. По умеренно-оптимистичному прогнозу этого ведомства, добыча нефти в России в 2007 году увеличится до 495 млн тонн, а в 2009 году достигнет 507 млн тонн.
Для тех, кто в море. Предлагаемых правительством налоговых послаблений будет явно недостаточно для освоения континентального шельфа. Сейчас работа ведется только в рамках трех сахалинских проектов и на Харьягинском месторождении, но «морской» потенциал огромен. Недавно Министерство природных ресурсов направило в правительство проект стратегии изучения и освоения нефтегазового потенциала на шельфе на период до 2020 года. По оценкам чиновников, ее реализация позволит к 2010 году добывать 10 млн тонн нефти, а еще через десять лет — до 95 млн тонн. Объем добычи газа может достигнуть соответственно 30 млрд и 150 млрд кубометров. При этом за 2006-2020 годы предлагается потратить около 33,2 млрд рублей из бюджета и привлечь 2,1-3,3 трлн рублей инвестиций в развитие морского нефтегазового и судостроительного комплексов.
По оценкам МПР, реализация стратегии будет выгодной для государства: суммарный доход федерального бюджета может достигнуть 3,2-4 трлн рублей. Однако, чтобы заинтересовать инвесторов, потребуются дополнительные методы стимулирования. Ведь только бурение одной поисково-разведочной скважины на шельфе стоит около $15 млн. «Технологии строительства шельфовых объектов и скважин, добычи нефти и газа отличаются от «земных». Это обусловлено высокой концентрацией оборудования на платформе, применением высокотехнологичных процессов, безотходных технологий, — поясняет эксперт научно-исследовательского центра «ТехноПрогресс» Александр Шестаков. — Кроме того, затраты значительно выше, чем на материковых месторождениях, что требует консолидации финансов и соответствующего законодательства по СРП». При этом многие специалисты признают, что существующий механизм СРП со всем его бюрократизмом и ограничениями не годится для масштабного освоения шельфа.
На земле и под землей. Создание эффективной налоговой системы для долгосрочного развития «нефтянки» необходимо, но недостаточно. Нужен, например, новый закон о недрах, который делал бы отношения в этой сфере между государством и бизнесом более прозрачными и четкими. В разработанном еще в прошлом году проекте, в частности, было прописано получение лицензии на разработку месторождения его первооткрывателем, а также предусматривалось распределение лицензий на основе аукционов. Проект нового закона поступил в Госдуму, но был отозван. Это было связано в основном с необходимостью прописать положения, касающиеся стратегических запасов. Кроме того, по неофициальной информации, документ не устраивал «Роснефть», которая была бы заинтересована в сохранении конкурсов при распределении участков. Чистый долг компании в начале года превышал $10 млрд, и выкладывать на аукционах большие суммы ее руководству сейчас совсем не хочется.
Освоение новых нефтяных провинций затрудняет слабость инфраструктуры, и решать эту проблему также должно государство. «Мы через Инвестиционный фонд готовы финансировать инфраструктурные проекты, которые стимулировали бы развитие регионов и добычу в них нефти, — говорит Александр Гладков. — Другое дело, будет ли достаточно предложений, чтобы вкладывать эти деньги. Сейчас, например, рассматривается вопрос о финансировании за счет средств Инвестфонда проектов, связанных со строительством в Татарастане дополнительных мощностей по переработке на 7 млн тонн нефти в год. Рассматривается вопрос о развитии Нижнего Приангарья. В подобных случаях государство готово инвестировать. Но при этом надо понимать правила, по которым будет вестись игра: если проект будет соответствовать требованиям, которые мы предъявляем, деньги будут выделяться».
В небольших объемах государство готово финансировать и геологоразведку. По данным Федерального агентства по недропользованию, в прошлом году из 84 млрд рублей, потраченных на эти цели, 10,7 млрд рублей было выделено из федерального бюджета. В этом году сумма увеличится и составит почти 16,5 млрд рублей, из них более 7 млрд рублей — по углеводородному направлению. Минприроды планирует к 2012 году обеспечить полную компенсацию уровня добычи нефти приростом ее запасов (сейчас возмещается чуть более половины извлеченного сырья). На это направлена, в частности, долгосрочная государственная программа изучения недр, которая предусматривает освоение Урала, Восточной Сибири, Якутии и континентальных шельфов. Однако ясно, что одними госинвестициями проблему не решить.
По словам директора Института геологии нефти и газа академика Алексея Конторовича, для обеспечения простого воспроизводства минерально-сырьевой базы в Западной Сибири нужно вложить в геологоразведку в регионе более $26 млрд до 2020 года. «Все нефтеносные регионы на ближайшие десятилетия крайне выгодны для инвестиций в геологоразведку, нужно лишь правильно выстроить политику», — считает эксперт.
«Труба» зовет. Ограничения на развитие отрасли накладывает и транспортная инфраструктура. Они заложены как в затратах на прокачку и перевозку, так и в пропускной способности трубопроводов. Из-за нехватки мощностей компании вынуждены экспортировать свыше 50 млн тонн нефти в год железнодорожным и другими альтернативными видами транспорта. Это ведет к дополнительным издержкам.
Правительство долго тянуло с решением вопроса о выходе на новые рынки. Сейчас российская нефтепроводная система замкнута на Европу. Нежелание видеть «трубы» в руках частных инвесторов привело к отказу от северного маршрута из Западной Сибири в Мурманск — глубоководный незамерзающий порт с выходом в открытый океан. В результате идея свелась к локальному нефтепроводному проекту Харьяга-Индига для транспортировки тимано-печорской нефти.
После продолжительных дискуссий было принято решение о строительстве нефтепровода на восток. Но пока не решена проблема определения тарифной политики (критики опасаются, что стоимость прокачки может оказаться слишком высокой), а также обеспечения магистрали нефтью. Последний вопрос связан с недостаточной разведанностью восточносибирских месторождений. У государства здесь есть повод для беспокойства: ввод в эксплуатацию первого пускового комплекса намечен на ноябрь 2008 года. И хотя для начала планируется заполнять ВСТО западносибирской нефтью, недавно Министерство природных ресурсов пригрозило провести сплошную проверку исполнения условий лицензий на разработку недр в Восточной Сибири. По словам замминистра Анатолия Темкина, угроза отзыва лицензий должна заставить компании в срок заполнить нефтью с новых месторождений ВСТО.
Сейчас проекты в Восточной Сибири есть у ТНК-ВР и «Сургутнефтегаза». У «Роснефти» в регионе — планов громадье: компания частично будет заполнять ВСТО нефтью с Талаканского и Ванкорского месторождений. Между тем компании, еще не пришедшие в регион, проявляют осторожность. «Мы с интересом рассматриваем направление транспортировки нефти на Дальний Восток, в том числе и в Китай, но будем ждать завершения проекта строительства нефтепровода ВСТО, — заявили «Ф.» в компании «Лукойл». — Надо посмотреть, как он пойдет, сколько будет стоить. Это капиталоемкий проект, строительство займет несколько лет, поэтому в ближайших планах компании разведки и разработки месторождений Восточной Сибири нет».
В подготовке материала участвовала ИРИНА ТОЛМАЧЕВА
Журнал «Финанс.» № 15 (152) 17-23 апреля 2006 — Главная тема
Анна Ким
Подписывайтесь на телеграм-канал Финсайд и потом не говорите, что вас не предупреждали: https://t.me/finside.