Главная » Новости » В Государственной Думы приняты рекомендации по импортозамещению на нефтегазовом шельфе

В Государственной Думы приняты рекомендации по импортозамещению на нефтегазовом шельфе

08.07.2015

Рекомендации "круглого стола" Комитета Государственной Думы по энергетике "Ресурсы российского континентального шельфа: технологические вызовы, проблемы инвестиций, импортозамещение. Роль трудноизвлекаемых углеводородных ресурсов в системе нефтегазодобычи в условиях секторальных санкций"


Заслушав и обсудив выступления депутатов Государственной Думы, представителей федеральных органов власти, а также вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, отраслевых научных институтов и др., участники "круглого стола" отмечают следующее.

О континентальном шельфе Арктики. Правовой аспект. Арктический шельф России является наиболее перспективным направлением для восполнения запасов углеводородного сырья. Перспектива истощения запасов углеводородного сырья и других минеральных ресурсов на континентальной части предопределяет переориентацию разведки и добычи ресурсов полезных ископаемых на континентальный шельф.
К середине 1920-х гг. Арктика была фактически поделена на пять секторов ответственности между Россией, США, Норвегией, Канадой и Данией (страны, имеющие океанические границы с Арктикой). На сегодняшний день не существует международного договора, который определяет правовой статус Арктики. Арктические государства руководствуются нормами международного права, межправительственными соглашениями и национальным законодательством.
Так, в 1928 году была принята Конвенция ООН по морскому праву, в статье 76 которой дается определение континентального шельфа прибрежного государства. Согласно данному определению, континентальный шельф включает в себя морское дно и недра подводных районов, простирающихся за пределы его территориального моря на протяжении естественного продолжения его сухопутной территории до внешней границы подводной окраины материка или на расстояние 200 морских миль от исходных линий, от которых отмеряется ширина территориального моря, когда внешняя граница подводной окраины материка не простирается на такое расстояние.
Для того чтобы претендовать на шельф, простирающийся за установленным пределом в 200 морских миль, необходимо подать представление в Комиссию ООН по границам континентального шельфа (далее - Комиссия). Согласно ст. 4 Приложения II Конвенции Организации Объединенных Наций по морскому праву "в случае если прибрежное государство намеревается установить в соответствии со ст. 76 внешние границы континентального шельфа за пределами 200 морских миль, оно представляет Комиссии конкретные данные такой границы наряду с дополнительными научно-техническими данными в возможно кратчайшие сроки, но в любом случае в течение десяти лет со времени вступления в силу для этого государства настоящей конвенции".
Секретариат ООН 20 декабря 2001 года зарегистрировал Представление Российской Федерации с прилагаемыми географическими координатами точек, определяющими границы континентального шельфа в Северном Ледовитом и Тихом океанах за пределами 200 морских миль, отсчитываемых от исходных линий, от которых отмеряется ширина территориального моря. Конвенционный механизм позволяет Российской Федерации претендовать на расширенную шельфовую зону Арктики, вплоть до Северного полюса, а также на анклав континентального шельфа за пределами 200 миль в Охотском море.
Комиссии потребовались дополнительные научные доказательства в подтверждение требований России, рассмотрение Представления было отложено. Научные исследования проводились вплоть до 2014 года, и весной 2015 года планируется подать обновленное Представление в Комиссию. Россия претендует на присоединение 1,2 млн кв. км территории шельфа в Северном Ледовитом океане, что позволит прирастить потенциальные запасы углеводородов на 5 млрд. тонн условного топлива.
Следует отметить, что в ходе работы тридцать четвертой сессии Комиссии было одобрено "Пересмотренное частичное представление Российской Федерации в Комиссию по границам континентального шельфа в отношении континентального шельфа в Охотском море" путем принятия рекомендаций Комиссии.
Российская Федерация - самый крупный и наиболее важный игрок в Арктике по протяжённости береговой линии, объёмам ресурсов и числу населения. Россия принимает активное участие во всех важнейших организациях, занимающихся вопросами, связанными с развитием арктических территорий.
В настоящее время основной площадкой для международного взаимодействия в Арктике является Арктический совет, постоянными членами которого являются Россия, Дания, Исландия, Канада, Норвегия, США, Финляндия и Швеция. Наиболее важными документами, принятыми в рамках Арктического совета, можно считать Соглашение о сотрудничестве в авиационном и морском поиске и спасании в Арктике (Заключено в г. Нууке 12.05.2011), Соглашение о сотрудничестве в сфере готовности и реагирования на загрязнение моря нефтью в Арктике (Заключено в г. Кируне 15.05.2013), которое приобретает особое значение для всех арктических государств, занимающихся разработкой месторождений на арктическом континентальном шельфе.
В Российской Федерации на национальном уровне принят ряд нормативных правовых актов по вопросам устойчивого развития арктической зоны. В 2008 году Президентом были утверждены Основы государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2020 года и дальнейшую перспективу, в целях реализации которых Указом Президента были определены сухопутные территории Арктической зоны Российской Федерации, и принята Стратегия развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года. К числу основных мероприятий, предусмотренных указанной Стратегией, относятся разработка и реализация системы мер государственной поддержки и стимулирования хозяйствующих субъектов, осуществляющих деятельность в Арктической зоне РФ, прежде всего в области освоения углеводородных ресурсов, других полезных ископаемых и водных биологических ресурсов.
Права Российской Федерации в арктических пространствах закреплены в Конституции Российской Федерации, Законе РФ от 1 апреля 1993 г. № 4730-1 "О Государственной границе Российской Федерации", Федеральном законе от 30 ноября 1995г. № 87-ФЗ "О континентальном шельфе Российской Федерации" (далее - ФЗ "О континентальном шельфе"), Федеральном законе от 17 декабря 1998 г. № 191-ФЗ "Об исключительной экономической зоне Российской Федерации".
Более того, в Морской доктрине России на период до 2020 года, утвержденной Указом Президента Российской Федерации 27 июля 2001 года, одной из целей национальной морской политики признается реализация и защита суверенных прав на континентальном шельфе Российской Федерации по разведке и разработке его ресурсов.
Добыча углеводородов на российском арктическом шельфе будет играть важную роль в энергетическом балансе России, являясь необходимой для замещения падения добычи на действующих месторождениях и сохранения позиций страны в условиях роста внутреннего и внешнего спроса на нефть и газ.
Добыча углеводородов на шельфе в Арктике сопряжена с большими рисками возникновения чрезвычайных ситуаций, разливов нефти, нанесения ущерба флоре и фауне Арктики, стилю жизни, культуре коренных народов.
В целях обеспечения экологической безопасности от возможных разливов нефти при её добыче на шельфе, исключительной экономической зоне и территориальном море принят Федеральный закон от 30 декабря 2012 г. №287-ФЗ "О внесении изменений в Федеральный закон "О континентальном шельфе Российской Федерации" и Федеральный закон
"О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации". Указанный закон устанавливает обязанности по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов для организации, осуществляющей эксплуатацию и использование искусственных островов, сооружений и установок, подводных трубопроводов, проведение буровых работ в целях осуществления разведки и добычи, а также транспортировку и хранение нефти и нефтепродуктов во внутренних морских водах, территориальном море, на континентальном шельфе и в исключительной экономической зоне Российской Федерации.
Таким образом, с 1 июля 2013 г. эксплуатирующая организация обязана выполнять план предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, иметь финансовое обеспечение осуществления мероприятий, предусмотренных планом, а также создать систему наблюдений за состоянием морской среды в районе осуществления своей деятельности.
В настоящее время континентальный шельф страны является единственным крупным резервом углеводородного сырья, с которым связаны перспективы дальнейшего развития ресурсной базы. По имеющимся оценкам, их запасы на севере Ямала, Тыданского полуострова, в Обской и Тазовской губах, на шельфе Карского моря составляют до семи миллиардов тонн.
Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации констатирует, что геологическое изучение и освоение арктического шельфа в настоящее время значительно отстаёт от других нефтегазодобывающих государств в связи с затратностью и высоким уровнем рисков. К основным сложностям относятся суровые природно-климатические условия, неподтверждённый характер запасов, требующий проведения дорогостоящего разведывательного бурения, успех которого не всегда гарантирован, слабое развитие инфраструктуры для широкого развёртывания добычи, хранения, транспортировки и переработки добываемых углеводородов.
Если говорить о геологической изученности, все приводимые оценки сырьевых запасов Арктики, публикуемые разными странами мира, отличаются в разы. Было проведено два исследования по оценке запасов углеводородов в Арктике: консалтинговыми компаниями Wood Mackenzie и Fugro Robertson в 2006 г. и Геологической службы США (USGS - United States Geological Survey) в 2008 г. Доклад Геологической службы США 2008 г. "Оценка неразведанных запасов нефти и газа Арктики к северу от Полярного круга" считается в экспертном сообществе наиболее авторитетным источником информации о количестве углеводородных богатств арктических недр и глубин. Россия, по данным Геологической службы США, располагает почти 15 млрд. барралей в нефтяном эквиваленте. (9,4 млрд. - в южной части Баренцева моря и еще 5,3 млрд. - в Енисей-Хатангском бассейне) и примерно 70% общего объема неразведанных газовых запасов Арктики (шельфовые запасы есть главным образом в южной части Карского моря и в восточной части Баренцева).
В России полноценных региональных геологоразведочных работ не проводилось, о достоверности показателей можно судить с большой долей погрешности. Если сравнивать, то число поисково-разведочных скважин, бурящихся ежегодно на шельфе Норвегии (56 в 2008 г. и 65 в 2009 г.) в 10-30 раз выше, чем в последние годы на арктическом шельфе России. В 2010 году Правительством была утверждена Стратегия развития геологической отрасли до 2030 года, в которой указывается, что геологическая отрасль обеспечивает минерально-сырьевую, энергетическую и экономическую безопасность Российской Федерации, реализацию ее геополитических интересов, в том числе в Мировом океане, Арктике, Антарктике и на континентальном шельфе Российской Федерации.
Согласно части третьей статьи 9 Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 года №2395-1 "О недрах" (далее - Закон РФ "О недрах") субъектами права пользования участками недр федерального значения континентального шельфа Российской Федерации могут быть юридические лица, которые созданы в соответствии с законодательством Российской Федерации, имеют опыт освоения участков недр континентального шельфа Российской Федерации не менее чем пять лет, в которых доля (вклад) Российской Федерации в уставных капиталах составляет более чем пятьдесят процентов и (или) в отношении которых Российская Федерация имеет право прямо или косвенно распоряжаться более чем пятьюдесятью процентами общего количества голосов, приходящихся на голосующие акции (доли), составляющие уставные капиталы таких юридических лиц. Эти требования ограничивают круг компаний, допущенных к континентальному шельфу двумя - ОАО "Газпром" и ОАО "НК "Роснефть".
Несмотря на то, что статьей 7 ФЗ "О континентальном шельфе Российской Федерации" предусмотрена возможность предоставления участка недр для геологического изучения, в том числе регионального, и статьей 10.1 Закона РФ "О недрах" предусмотрена возможность заключения государственного контракта по геологическому изучению недр, фактически законодательством не предусмотрено предоставление права пользования недрами только с целью регионального геологического изучения и разведки недр без права на добычу. Возникает коллизия между возможными видами пользования участками недр континентального шельфа, предусмотренными в ФЗ "О континентальном шельфе" и в Законе РФ "О недрах".
Эксперты считают, что необходимо использовать в отношении участков недр континентального шельфа виды пользования, предусмотренные в Законе РФ "О недрах". Целесообразно предусмотреть возможность использования участков недр континентального шельфа с целью геологического изучения на основании государственного контракта.
Для активизации геологического изучения континентального шельфа, минимизации финансовых рисков государственного бюджета, привлечении новых технологий и квалифицированных специалистов для освоения континентального шельфа специалисты считают необходимым закрепить норму о возможном предоставлении права пользования недрами субъектам предпринимательской деятельности, не находящихся под контролем государства, с целью геологического изучения участков недр без последующего получения прав на разведку и добычу.
Безусловно, компании (даже с большой долей государственного капитала), вкладывающие большие финансовые средства в геологоразведочные работы на удаленных шельфовых территориях Арктики и в изучение глубоких горизонтов, освоение которых начнется через десятки лет, нуждаются в государственной поддержке. Это же касается инвестирования средств в машиностроительный комплекс, научно - исследовательские работы. Такие задачи, в организационном и финансовом плане, должны решаться государством. При этом работа по выбору первоочередных регионов и объектов, а также контроль качества проведения геологоразведочных работ, должны сопровождаться независимой экспертизой. Поводом для активизации государства в данном вопросе в настоящее время служат санкции со стороны США и европейских государств против России, запрещающих компаниям оказание услуг по разработке и добыче нефти на глубоководье, в Арктике и на сланцевых месторождениях, произведение поставок европейских технологий двойного назначения, технологий и оборудования, необходимых для освоения шельфовых месторождений.
Ответом на санкции можно считать инициативу Правительства РФ по формированию национальной компании, обеспечивающей необходимый уровень геологических и сервисных работ, что является ключевой отраслевой задачей для устойчивого воспроизводства минерально-сырьевой базы России на долгосрочную перспективу. Формировать такую компанию предполагается на базе "Росгеологии", которая будет выполнять функции специализированного государственного агента по выполнению геологоразведочных работ и воспроизводству минерально-сырьевой базы России. Один из вариантов особого статуса компании - госкорпорация (означает возможность финансирования из государственного бюджета).
Данная инициатива нашла поддержку на совещательном уровне Министерства природных ресурсов и экологии РФ, Федерального агентства по недропользованию РФ, а также Совета безопасности РФ. Для реализации поставленной задачи необходимо подготовить и внести в Государственную Думу проект федерального закона
"О государственной корпорации "Росгеология". Как считают эксперты, оператор будет развиваться по рыночным правилам, не нарушая интересы частных компаний. Кроме того, "Росгеология" должна будет выполнять функции, которые не могут осуществляться в статусе ОАО, например, государственный мониторинг состояния недр, геологическое изучение и выявление ресурсного потенциала перспективных территорий РФ, ее континентального шельфа. Статус специального агента позволяет осуществлять проекты, используя механизм государственно-частного партнерства.
Считаем, что развитие государственной геологоразведки крайне важно с точки зрения обеспечения перспектив успешной работы добывающего комплекса, энергетической безопасности Российской Федерации, реализации ее геополитических интересов, особенно в российской Арктике.
О целесообразности освоения арктического шельфа в настоящее время. Российская часть Арктики занимает 4 млн км2 и содержит, по мнению ряда ученых, 80% общих неразведанных ресурсов УВ нашей страны. Доля жидких УВ в общем нефтегазовом балансе этого региона составит не более 25%. По состоянию на 1 июля 2012 г. в российской части Арктики уже действовали 42 лицензии на УВС, которые принадлежали 14 недропользователям (доминируют ОАО НК "Роснефть" и ОАО "Газпром").
Оценить необходимость ускоренного и широкомасштабного освоения углеводородных ресурсов арктического шельфа России можно с разных позиций: ресурсы, экология, экономика, технические средства и технологии, нормативно-правовая база.
Ресурсный критерий. Углеводородные ресурсы российской Арктики оцениваются от 100 до 140 млрд. т в нефтяных эквивалентах. По оценкам специалистов ВНИГНИ еще в 2008 более 80% перспективных и прогнозных ресурсов нефти приходится на сушу, причем почти 70% - на Западную и Восточную Сибирь. Доля Арктики составляет всего 13%. Такая же картина и по газу: Западная и Восточная Сибирь занимают почти 75% в общем балансе перспективных и прогнозных ресурсов, арктические моря - 15%.
Эти данные подтверждаются и распределением плотности перспективных и прогнозных извлекаемых ресурсов нефти и газа. По нефти наиболее высокоплотностные области находятся на суше - это Западная Сибирь, Тимано-Печорская провинция, Волго-Урал. Плотность ресурсов нефти достигает здесь до 12,8 млн т/тыс. км2. На арктическом шельфе этот показатель колеблется от 1 (Баренцево море) до 6,7 млн т/тыс. км2 (море Лаптевых).
По газу наиболее высокоплотностные области охватывают Западную Сибирь и прилегающее Карское море, российскую часть Прикаспийской впадины (до 42,2 млрд. м3/тыс. км2). На арктическом шельфе наибольшая плотность газовых ресурсов приходится на Восточно-Баренцевоморский бассейн (33,7 млрд. м3/тыс.км2). В остальных морях этот показатель колеблется от 1,3 до 7,6 млрд. м3/тыс. км2.
Таким образом, сравнительный анализ распределения перспективных и прогнозных углеводородных ресурсов суши и акватории России показывает, что 4/5 этих ресурсов находятся в недрах сухопутной части России, которая геологически изучена, в лучшем случае, наполовину. Поэтому, по мнению специалистов, на текущий момент (ближайшие 10-15 лет) приоритетом для наращивания углеводородного могущества России должна оставаться суша. Ее потенциальные возможности неоднократно освящались в геологической печати. Прирост запасов УВС следует производить за счет геологоразведки малоизученных регионов Тимано-Печоры, Предуралья, Западной и Восточной Сибири. Большие возможности сулит разведка глубоко погруженных комплексов осадочного чехла и фундамента этих регионов, поднадвиговых зон Западного Урала и Верхоянского хребта в Восточной Сибири. Подтверждением тому, что недра сухопутной части России еще далеки от углеводородного оскудения, служит недавнее открытие гигантского нефтяного месторождения Великое в Астраханской области Нижнего Поволжья.
Бурное развитие новых технологий в последние годы позволяет добывать нефть и газ нетрадиционными способами из объектов, о которых ранее и не помышляли - это низкопроницаемые коллекторы, сланцы, нефтематеринские породы. Прежде не было технологий, с помощью которых нефтяники и газовики могли бы эффективно извлекать продукт из таких пород. В настоящее время технологии созданы, с их помощью только из Баженовской свиты Западной Сибири можно добыть примерно столько же нефти, сколько ее осталось во всех нефтяных месторождениях России. Общий потенциал Баженовской свиты оценен в 15-20 млрд. т нефти. Похожие толщи известны на Северном Кавказе, в Поволжье, в Оренбуржье, в Тимано-Печорской провинции.
Новые технологии позволяют добывать газ из каменного угля и сланцев. Так называемая "сланцевая революция" вызвала активный интерес со стороны многих энергозависимых стран мира. В России эти технологии пока широкого применения не получили по причине экономической неконкурентоспособности нетрадиционного газа с традиционным, но при необходимости этот потенциал может быть всегда задействован.
Совершенно не освоены в России ресурсы тяжелой нефти и природных битумов, которые могут являться важнейшей составляющей отечественной нефтедобычи в перспективе. По имеющимся оценкам, в России находится от 30 до 75 млрд. т прогнозных ресурсов этого сырья. Залежи известны в Татарстане в Тимано-Печорском регионе, на склонах Анабарского массива в Центральной Сибири (Оленекское месторождение и др.). Технологии добычи такой нефти сложны и относительно дороги. Тем не менее, в Канаде на месторождении Атабаска себестоимость одного барреля нефти, добытого из схожих залежей, составляет $50-70, что соизмеримо со сланцевой нефтью и дешевле, чем добыча нефти на многих северных месторождениях. Кроме того, в битумах содержится много сопутствующих микроэлементов, которые также можно извлекать с большей выгодой. Например, сегодня 70% ванадия в мире добывается именно при переработке тяжелых нефтей и битумов, а это важнейшее стратегическое сырье, которое Россия закупает за границей.
Важным резервом добычи нефти из известных сухопутных месторождений нашей страны является повышение коэффициента извлечения нефти из продуктивного пласта. Сейчас в среднем по России он составляет 30%, в Советском Союзе он был равен 45%. Для сравнения: коэффициент извлечения нефти на арктических месторождениях США Прудо Бэй и Купарук достигает 60%. По тем или иным причинам российские нефтегазодобывающие компании недостаточно активно применяют адекватные методы увеличения нефтеотдачи (тепловые, газовые, химические, микробиологические и др.), хотя их полномасштабное внедрение могло бы почти в 2 раза увеличить нефтеотдачу пласта. По мнению ряда исследователей (Боксерман и др.), использование этих методов на практике позволило бы увеличить потенциал извлекаемых запасов нефти в нашей стране на 40 млрд. т.
Нельзя забывать об экономии энергоресурсов и рачительном отношении к проблеме потери нефти и газа при их добыче и транспортировке. Ежегодно при транспортировке теряется, по скромным подсчетам, не менее 4% добытой нефти, а это более 20 млн т! Большой резерв - попутный нефтяной газ, который до сих пор сжигается в факелах.
Важным подспорьем в деле энергопотребления могла бы стать элементарная экономия. По оценкам Международного энергетического агентства, использование энергоресурсов в России с эффективностью Швеции или Канады позволило бы ежегодно экономить до 30% энергопотребления.
Перечисление показывает, что при умелом ведении хозяйства мы могли бы еще многие годы обходиться без арктических углеводородов. При принятии управленческих решений стоит учитывать, что многие расчеты проводились в "тучные годы", когда казалось, что мировые потребности в нефти будут расти на 10 % в год, и поэтому нужно вводить все ресурсы. Кроме того, принимаемые во внимание при расчетах данные по природно-климатическому состоянию Арктического региона приходятся на период относительного потепления (циклы повторяются примерно с периодичностью 25-30 лет), который скоро сменится на цикл относительного похолодания, что усугубит действие всех негативных факторов. Для стабильного развития отечественной нефте- и газодобычи на ближайшую и среднесрочную перспективу и бесперебойных зарубежных поставок углеводородов вполне достаточно сухопутных резервов этого сырья в России.
Экологические критерии. Важнейшей проблемой освоения арктических ресурсов нефти и газа является экологическая составляющая. Известно, что процесс разработки морских месторождений нефти и газа сопряжен с большими экологическими рисками. Во время катастрофы в Мексиканском заливе на месторождении Macondo в 2010 г. в море вылилось почти 800 тыс. т нефти. Экология этого моря будет восстанавливаться еще долгие годы. В условиях сурового и холодного климата Арктики последствия могут быть гораздо более тяжелыми. Так, следы разливов нефти при аварии печально известного танкера Exxon Valdez, севшего на мель в 1989 г. в заливе Принс Уильям (Аляска), проявляются до сих пор. Причем, нефтяные остатки сохраняют свои токсичные свойства, ограничивая популяцию крабов и другой биоты. Несмотря на многочисленные исследования, профинансированные крупнейшими международными компаниями, до сих пор не удается создать технологию подледного сбора разлившейся нефти.
Техногенное наступление на природу, даже без катастрофических явлений, ведет к серьезным изменениям в биогенетическом потенциале районов нефтегазодобычи. Так, из 47 промысловых видов рыб в Обском бассейне с начала освоения Западной Сибири (1964) до настоящего времени сохранился лишь 21 вид. По данным института ЛенГИПРОГОР, ежегодный ущерб, наносимый нефтегазоразработкой природной среде Западной Сибири еще в доперестроечное время, оценивался почти в 15 млрд. руб. Следует отметить, что повышение ответственности нефтяных компаний, внедрение новых технологий бурения и обустройства месторождений, произошедшие в последние годы, привели к существенному качественному улучшению показателей экологической обстановки. Свою роль сыграл большой общественный интерес к состоянию природной среды, приведший к появлению сбалансированного законодательства.
Оценить ущерб, который может нанести катастрофический разлив нефти или конденсата арктическим морям, просто невозможно. Моделирование нефтеразливов на месторождении Приразломное (Печорское море) показывает, что нефтяное пятно загрязняет до 140 тыс. км2 акватории и 3 тыс. км береговой линии, которую оно может достичь уже через несколько дней после разлива. Под угрозой такие заповедники как "Ненецкий", заказники "Вайгач" и "Ненецкий".
Между тем, арктические регионы, где еще не развернулись в полном масштабе процессы разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, уже давно находятся под мощным техногенным стрессом. По данным ряда ученых, нефтяная пленка покрывает значительную часть поверхности восточной части Баренцева моря. Она образуется за счет поступления углеводородов с речными стоками, с течением Гольфстрим, путем проникновения из земных недр.
В прошлые годы в пределах Новоземельского полигона проводились подземные и наземные ядерные взрывы, в акваториях Баренцева и Карского моря захоронялись жидкие и твердые радиоактивные отходы. В целом это создает здесь повышенный радиоактивный фон.
Экономические критерии. Арктика - это труднодоступный регион со сложными природно-климатическими условиями. Ледовая обстановка, суровые шторма, полярная ночь - все это требует дополнительных финансовых затрат и немалых. Приведем некоторые цифры по себестоимости добычи нефти в различных геологических и природно-климатических условиях. В Западной Сибири, например, она составляет $30 за баррель, на Ванкорском месторождении, с учетом дополнительных затрат на обустройство и создание инфраструктуры, - $80, а на арктическом шельфе России, по экспертным оценкам, - более $700 за тонну. Если учесть стоимость транспортировки нефти, налоги, прибыль компании, то для потребителя цена арктической тонны нефти составит порядка $1000.
При текущих ценах на нефть порядка $700-730 за тонну - добывать ее за Полярным Кругом экономически нерентабельно.
В значительной степени по этой причине существующие проекты освоения нефтяных и газовых месторождений российской Арктики (например, Штокмановского) находятся за гранью рентабельности, их реализация возможна при стабильно высоких ценах на углеводороды и при очень больших запасах открытых залежей. (Как известно, в 2012 г. после длительных подготовительных работ и переговоров о начале инвестиций в проект разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения партнеры ОАО Газпром, французская Total и шведская Statoil, отложили начало его разработки на неопределенный срок из-за неблагоприятной ситуации на газовом рынке, экономической неэффективности проекта и сложностей природно-техногенного характера.)
Технические средства и технологии. Специфические природно-климатические условия требуют использования при освоении морских месторождений особых технических средств и технологий. Необходимо отметить, что на большей части арктических акваторий и побережий российской и зарубежной Арктики отсутствует необходимая инфраструктура по хранению и транспортировке углеводородов, а ее создание в новых регионах (север Восточной Сибири и Дальнего Востока) потребует затрат, измеряемых десятками и сотнями миллиардов долларов.
Большой интерес представляет опыт норвежских нефтяников, которые создали новые технологии подводной разработки нефтяных и газовых месторождений. Успешно внедряют их, например, при разработке газового месторождения Сновит ("Белоснежка"), расположенного в норвежском секторе Баренцева моря. Но эти технологии широко апробированы и применены к незамерзающим акваториям (Северное море и др.). Для глубоководных частей морей, покрытых льдом, сегодня практически отсутствуют технические средства и технологии, которые позволили бы эффективно проводить бурение скважин, разработку месторождений и транспорт добытой продукции, что пока не позволяет безопасно и рентабельно добывать нефть и газ в Арктике на значительном удалении от береговой зоны.
Для решения этой проблемы потребуется создание принципиально новых технических средств и технологий. Прежде всего - это подводные буровые, эксплуатационные комплексы, транспортные средства, безлюдные технологии, робототехника. Кроме того, создание подводных комплексов потребует значительного времени. Однако без ее решения полномасштабное освоение углеводородных ресурсов Арктики практически невозможно. Поэтому необходимо уже сейчас создать условия для развития инженерной мысли, направленной на получение принципиально новых образцов и технологий морского подводного производства. Наиболее перспективный путь в этом направлении, по мнению специалистов, являются собственные, отечественные научно-производственные исследования на основе имеющихся лучших зарубежных и отечественных образцов.
Институты развития техники и технологий, создания современных стандартов. Вопросы создания новой техники и технологий актуальны не только для нефтегазового комплекса. Весьма полезным может быть изучение мирового опыта создания среды, благоприятной для инновационного развития. Изучение публикаций, посвященных процедурам создания и переноса в реальное производство новых технологий показывает, что одним из самых эффективных инструментов для достижения целей является создание испытательных полигонов.
Полигон ProlabNL располагается в Арнхеме (Нидерланды) и является независимой тестовой площадкой для нефтегазового оборудования. ProlabNL в течение ряда лет проводит испытания оборудования и технологий на высококачественных крупномасштабных тестовых площадках с использованием реальных углеводородов (газ и сырая нефть) под высоким давлением, получаемых с настоящего месторождения. Их гидравлические испытательные стенды замкнутого типа широко используются для оценки технологий подводных программ основных нефтегазовых компаний. Стенды полигона сертифицированы по стандарту ISO 9001:2008 для испытательного оборудования в нефтегазовой и нефтехимической промышленности с низкими и высокими давлениями. Клиенты: Statoil, ExxonMobil Development, ExxonMobil Upstream Research, BP, Aker Solutions, Ascom Separation, Reinertsen. Именно на полигоне ProlabNL проводились испытания интегрированной подводной компактной сепарационной системы для ультраглубоководного применения.
Другой пример полигона для морских технологий – OHMSETT, миссия которого заявлена как "улучшение технологий через НИОКР". Полигон расположен в США, в Нью-Джерси и функционирует под управлением Департамента внутренних дел Бюро по вопросам безопасности и экологического контроля США (BSEE) через контракт с MAR (независимый оператор), зарегистрированную в Роквилл, Мэриленд. Деятельность полигона прослеживается с 1975 года, он имеет статус национального полигона по испытанию оборудования для борьбы с разливами нефти и морских судов-нефтесборщиков. Из источников в англоязычной печати видно, что с 1981 года по результатам испытаний техники и технологий был создан ряд стандартов по эффективному применению боновых заграждений и судов-нефтесборщиков. Стандартизированные процедуры испытаний позволяют обеспечить условия полноценного и независимого тестирования оборудования и технологий.
Практически все технологии, которые сегодня необходимы для реализации проектов в РФ, как показывает мировая практика, прошли испытания и получили сертификаты соответствия заявленным характеристикам на полигонах, организованных на старых, хорошо исследованных месторождениях. Есть и новые месторождения, специально оборудованные для проведения испытаний, например, Mariner (Великобритания), характерное высоковязкой нефтью. Опытные работы на нем проводятся с 2007 года по специальной программе.
Примечательно, что все полигоны работают под надзором государственных структур, их деятельность прозрачна и публична. Отчеты, подготовленные по результатам испытаний, доступны исследователям и позволяют не дублировать работы и избегать тупиковых путей, поскольку показываются как успешные работы, так и неудачные.
В РФ в настоящее время нет законодательной основы для создания подобных площадок. Во-первых, Закон РФ "О недрах" предусматривает опытно-промышленные работы только в целях достижения запланированных показателей разработки на рассматриваемом месторождении. Конечно, можно потом применить отработанные технологии и для других объектов, но это касается процессов разработки и добычи. Между тем, главные капиталовложения (50-60 %) приходятся на создание производственной инфраструктуры. Требования к оборудованию и технологиям, применяемым для реализации технологических процессов добычи и транспорта, особенно в Арктических условиях, весьма высоки. Необходимо создавать законодательную основу для независимых испытаний в рамках многофункциональных полигонов для достижения требований энергетической, экологической и экономической эффективности, а также разработать технические регламенты проведения процедур испытаний и стандарты деятельности.
Нормативно-правовые критерии. Арктика - это специфический природный сегмент земного шара, вторжение в него требует создания особой нормативно-правовой базы, которая в нашей стране практически отсутствует. На текущий момент не существует правовой защиты арктической экосистемы, не продумана система создания арктических оазисов - наиболее уязвимых районов, законодательно защищенных от высоко-рискованной человеческой деятельности, не разработана гибкая система штрафов за пользование природными ресурсами, отсутствует налоговая система, стимулирующая эффективное проведение геолого-разведочных работ (далее – ГРР) в арктических условиях и т.д.
Подводя итог, можно сказать: ни с ресурсно-геологической, ни с экологической, ни с экономической, ни с технологической точки зрения Россия пока в полной мере не готова к широкомасштабному освоению ресурсов Арктики.
Освоение арктических кладовых "черного золота", несомненно, даст мощный положительный импульс всей экономики России: машино- и кораблестроению, созданию принципиально новых технических средств и технологий, развитию смежных отраслей народного хозяйства, поскольку ожидаемый объем инвестиций в развитие морского нефтегазового комплекса может достичь $110 млрд. Будет завершено формирование пакета основных нормативных актов морского недропользования, существенно укрепится позиция России на переговорах по разграничению арктических морских пространств с соседними государствами, развитие региональных центров арктической добычи обеспечит существенный рост экономики приморских субъектов федерации. Ожидается, что общий суммарный доход России от реализации стратегии освоения арктических месторождений нефти и газа составит, по некоторым оценкам, до $135 млрд. Приведенные доводы, с учетом необходимости освоения полезных ископаемых в Арктике в относительно далекой перспективе, требуют найти компромисс между сторонниками интенсификации процессов геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа и сторонниками невмешательства в хрупкую природу Арктики.
В связи с этим интерес представляет концепция поэтапной стратегии освоения углеводородных ресурсов арктического шельфа России, которая позволит эффективно и своевременно открывать и разрабатывать труднодоступные арктические месторождения нефти и газа, основываясь на собственном опыте и на отечественных научно-технических и технологических разработках, минимизируя при этом экологический ущерб арктической природной среды. Только с накопленным опытом работы в Арктике и современным, по меркам будущего времени, научно-техническим багажом можно будет уверенно приступать к поисковым, разведочным и добычным работам в центральных и северо-восточных районах Российской Арктики.
Таким образом, набранные темпы работ на шельфе, с одной стороны, внушают оптимизм. Но, с другой стороны, целый ряд нерешённых проблем могут не только затормозить данную деятельность, но и сделать её бессмысленной с экономической точки зрения и вредной - с экологической. Чтобы этого не произошло, как раз и необходим "общенациональный интегратор", который мог бы трезво взвесить все аргументы "за" и "против" и взять на себя принятие решений по конкретным проектам.
Зарубежный опыт освоения арктического шельфа. Проблема освоения углеводородов российского Севера в целом и континентального шельфа Арктики, в частности, в последнее время является одной из обсуждаемых проблем. Речь идет не только о целесообразности разворачивание работ на арктическом шельфе и их сроках, но и о способе их проведения: с иностранным участием или самостоятельно. В связи с этим важно проанализировать подходы в работе при освоении углеводородов в Арктическом районе ведущими мировыми государствами для поиска приемлемых и эффективных подходов при освоении месторождений углеводородов, применимых в использование для Российской Федерации.
Например, Норвегия в шестидесятых годах двадцатого века приступила к осваению шельфовых нефтегазовых месторождений с участием зарубежных корпораций и переделывая китобойные суда в буровые установки. В Норвежском континентальном шельфе бурение в поисках нефти было начато в 1966 г., после подписания соглашения, где шла речь о разделении участков Северного моря с Данией и Великобританией. За сорок лет были открыты больше 60 месторождений и пробурено 2992 скважин. У Норвегии не было опыта разведки в освоении нефтегазовых месторождений и нужных финансовых ресурсов, но перед ней стояла цель повысить общественную ценность национальных углеводородных ресурсов, и для этого нужно было создать действующую государственную политику комплексного управления ресурсами, а также привлечь частный капитал для использования высокотехнологического процесса по их освоению.
Основным принципом для Норвегии при использовании нефтегазовых ресурсов является то, что углеводороды это невосполнимый национальный ресурс. Мнение Норвежского правительства сводиться к тому, чтобы при использовании нефтегазовых ресурсов применялась максимизированная стоимость для этих ресурсов, также обеспечивался максимальный доход углеводородной промышленности для государства, учитывая нужды будущего поколения.
Используя опыт американских компаний, норвежцы стали ведущими в производстве бурового и подводного оборудования нефтедобычи, а также по хранению и услуг по обслуживанию. В 1972г. была создана государственная компания "Статойл". Участие этой компании и двух частных норвежских компаний "Норск Гидро" и "Сага Петролеум" обозначили ведущую роль Норвегии в нефтегазовой отрасли.
Зарубежные компании принимали важную роль в технологическом обеспечении компаний Норвегии при разработке шельфовых месторождений. Главной задачей для Норвегии было укрепление своих позиций, за счет увеличения внутреннего присутствия, путем принятия участие в государственных проектах.
В Великобритании также разрабатывали модель освоения углеводородных ресурсов шельфа Северного моря, привлекая лидирующие в этой сфере международные корпорации с их передовыми технологиями, но положительных результатов достигнуто не было. В Норвегии сейчас существует высокотехнологическая углеводородная промышленность, которая может составить конкуренцию на международном рынке, а в Великобритании этого не случилось.
Вероятно, это связано с тем, что в стране уже был достаточно высокий уровень ВВП, не требующий развития таких рискованных проектов, как добыча углеводородов в море. Норвегия, бывшая страной с преимущественно сельскохозяйственным производством, нуждалась в высокодоходной углеводородной промышленности, которая может составить конкуренцию на международном рынке. Опыт Норвегии берется как пример государствами других стран. Сейчас этому опыту следует китайский нефтегазовый сервисный рынок.
Для России в реализации арктических проектов может представлять интерес опыт первого проекта на канадском шельфе по освоению Хайбернии. Это месторождение находиться в Канаде в провинции Ньюфаундленд, в ее прибрежных водах.
Этот проект уникален, учитывая финансовые, политические и технические причины. Канада планирует занять достойное место в числе ведущих стран морской добычи нефти, а для этого требуется применять передовые технологии в прибрежных районах при северных условиях. Месторождение Хайберния находиться на восточном побережье Канады, и открыли его в 1979г. И только по истечению десяти лет Канада и провинция Ньюфаундленд заключила соглашение с нефтяными компаниями и смогла приступить к освоению этого месторождения. Очень важно, что государство обеспечивает финансовую компенсацию высоких рисков и разрабатывает подходы внедрению данного проекта.
Государство, поддерживая проекты, старается повысить уровень занятости канадцев и их квалификацию. Канадцам отводится 66% рабочих мест, а доля для канадских подрядчиков в общем объеме составляет 60%. Если сравнивать с Россией, требования для использования рабочей силы в Канаде более значительны, так как подкреплены финансовой государственной поддержкой. Суммы затрат на проект распределяются таким образом: 5,8 млрд. долл. инвестируют компании, 1,5 млрд. долл. инвестирует государство.
Шельф в Канаде относится к юрисдикции федерации (в России также). Федерация и провинция Ньюфаундленд заключило соглашение между собой, так как понимают, что объединение усилия властей принесет им взаимную пользу. Освоение углеводородных ресурсов шельфа проходит в рамках кооперативного федерализма. С самого начала внедрения проекта на шельфе федеральное правительство было направлено на достижение соглашений между провинцией Ньюфаундленд и Новой Скотией (на западе Канады) по вопросам управления углеводородных ресурсов совместно.
Опыт норвежских, английских и канадских государств по освоению углеводородных месторождений шельфа будет очень полезен для России. Сейчас для неосвоенных районов у отечественного бизнеса нет опыта и практических подходов к внедрению крупных проектов.
В 2006 году с упразднением так называемого "второго ключа" российские субъекты Российской Федерации были выведены из системы управления недрами, что привело к застою в развитии законодательных инициатив и частичной утрате рычагов воздействия на управление нефтегазоносными территориями. Однако пример Канады показывает, что органам власти пора пересмотреть свое отношение к этому вопросу.
При анализе в формировании подходов к реализации новых углеводородных проектов: в Норвегии, Гренландии, Ньюфаундленде (Канада) на северо-востоке Аляски (США) можно увидеть, что ни один из этих проектов не претворяется в жизнь без решения социально-экономических вопросов при развитии территории. Реализация проекта в освоении месторождения "Сновит" в норвежском районе Баренцева моря осуществилась благодаря региональному одобрению.
В настоящее время в освоении ресурсов Арктики в России множество проблем, решение которых, в первую очередь, должно решаться в рамках совершенствования государственного регулирования, направленного как на согласование интересов основных субъектов хозяйственной системы арктической зоны страны, так и на формирование устойчивого территориального развития этих территорий.
России нужно активно использовать положительный международный опыт в разработке нефтегазовых месторождений. Это поможет в успешной и эффективной модернизации нефтегазового комплекса страны, а также решит многие социально-экономические задачи.
О шельфе Каспийского, Черного и Азовского морей. По оценкам экспертов на Каспийском шельфе еще возможны открытия крупных месторождений. К примеру, месторождение имени Филановского стало одним из крупнейших среди открытых за последние 20 лет в России. Здесь многое будет зависеть от интенсивности поисково-разведочных работ компании ЛУКОЙЛ, которая давно работает в этом регионе.
Ресурсы шельфа Азовского и Черного морей на сегодня не рассматриваются компаниями в качестве особо привлекательных территорий. Прежде всего потому, что они требуют дальнейшего изучения, возможно с привлечением фундаментальной науки РАН. Во-вторых, на российской суше еще остаются территории с огромными перспективными запасами углеводородов, правда, их большая часть относится к трудноизвлекаемым запасам.
По оценке экспертов Минэнерго, стоимость строительства трансчерноморского газопроводного проекта "Турецкий поток"по дну Черного моря будет сопоставима с "морским" бюджетом бывшего проекта "Южный поток". Подводные работы по этому проекту оценивались в 17 млрд. евро. Однако европейским странам придется самостоятельно финансировать сооружение наземных подключений к "Турецкому потоку".
Участие государства в развитии шельфовых проектов. 2 мая 2015 года Президентом РФ был подписан Федеральный закон №121-ФЗ "О внесении изменений в статью 12 Федерального закона "О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "О порядке осуществления иностранных инвестиций в хозяйственные общества, имеющие стратегическое значение для обеспечения обороны страны и безопасности государства" (об особенностях предоставления права пользования недрами на участке недр федерального значения) (далее – Федеральный закон №121-ФЗ), согласно которому частные нефтегазовые компании получили право вести добычу полезных ископаемых на шельфе. В отношении недр Балтийского моря прекращает действовать правило, согласно которому разрабатывать новые месторождения могут только российские компании, имеющие не менее чем пятилетний опыт морской добычи и находящиеся под госконтролем (государственные компании "Роснефть" и "ГАЗПРОМ").
Как известно, коммерческие компании добиваются права вести добычу на шельфе с 2008 года, когда она фактически стала монополией "Газпрома" и "Роснефти". Частные компании были лишены права осваивать открытые месторождения на шельфе, даже если имели к этому времени право на геологоразведку. Теперь закон гарантирует им лицензию на добычу полезных ископаемых, но только в отношении акватории Балтики.
Пока Арктика остается на особом положении. По мнению экспертов, объяснение тому - более сложные условия разработки месторождений, нет готовой инфраструктуры и очень высоки экологические риски. Кроме того, у Арктики совершенно уникальное стратегическое значение, да и запасов нефти и газа на порядок больше.
Однако, либерализация добычи подстегнет развитие отрасли. Освоение новых месторождений оказывается все более затратным, и с этой точки зрения очень важно расширить возможности для привлечения частных инвестиций в добычу. Эксперты отмечают, что шельф, открытый для частных компаний, станет фактором повышения эффективности и в госкомпаниях, которым придется работать в более конкурентной среде. Следует заметить, что намерение Правительства РФ частично приватизировать "Роснефть" способствует обострению конкуренции на шельфе, однако при этом может быть снижена рыночная капитализация компании.
О налогообложении нефтегазового комплекса. Осенью 2013 г. Президент РФ Владимир Путин подписал Федеральный закон от 30 сентября 2013 года №268-ФЗ
"О внесении изменений в части первую и вторую Налогового кодекса РФ и отдельные законодательные акты РФ в связи с осуществлением мер налогового и таможенно-тарифного стимулирования деятельности по добыче углеводородного сырья на континентальном шельфе РФ".
Данный закон предусматривает возможность использования нулевой ставки налога на добавленную стоимость при реализации углеводородного сырья, добытого на морском месторождении, продуктов его технологического передела, а также на работы (услуги) по его транспортировке. Поправки узаконили новый налоговый режим для месторождений шельфа, добыча на которых начнется не ранее 1 января 2016 года.
В частности, расширяются льготы при газодобыче на континентальном шельфе. Они коснутся компаний, не имеющих права на экспорт СПГ, произведённого из газа, извлечённого на новых морских месторождениях. Для них предлагается установить ставку НДПИ в размере 4,5%.
Кроме того, ставка в размере 1,3% будет действовать при добыче газа на участках, которые более чем на 50% расположены в акватории Чёрного мора, в северной части Охотского моря и южной части Баренцева. Ставка может применяться до 31 марта 2037 г.
Ставка в 1% распространится на компании, добывающие газ на большей части Карского моря, в северной части Баренцева и в Восточной Арктике.
Ставка НДПИ на новых морских месторождениях Азовского и большей части Балтийского морей будет равняться 30% от действующей, согласно Налоговому кодексу РФ. Данная норма действительна до 31 марта 2022 г.
Для морских месторождений, находящихся на большей части акватории Чёрного моря (на глубине до 100 м), в российском секторе Каспия, в Печорском и Белом морях, южной части Охотского (включая шельф Сахалина), ставка НДПИ на жидкие углеводороды составит 15%. Действие льготы продлено до 31 марта 2032 г.
Для сырья, добытого на глубоководных участках Чёрного моря (свыше 100 м), в северной части Охотского моря и южной части Баренцева, ставка должна равняться 10%. Норма будет актуальна до 31 марта 2037 г.
Ставка НДПИ составит 5% для жидких углеводородов, извлечённых в акваториях Карского моря, северной части Баренцева и в Восточной Арктике. Льгота действует до 31 марта 2042 г.
Для участков недр, лицензии на право пользования которыми выданы до 1 января 2009 г. и степень выработанности которых на 1 января 2015 г. меньше или равна 5%, будет действовать нулевая ставка НДПИ. Данная норма продолжит применяться до достижения накопленного объёма добычи - 35 млн т, но при условии, что срок разработки запасов не превышает 7 лет, начиная с 1 января 2015 г.
Кроме того, вводится ряд "послаблений", связанных с начислением и уплатой налогов на прибыль и имущество организаций, транспортного налога и т. д. Эксперты утверждают, что под льготный режим налогообложения попадают более 800 российских месторождений нефти.
Существующая система налогообложения добычи нефти посредством взимания НДПИ положительно себя зарекомендовала как с точки зрения простоты налогового администрирования, так и с точки зрения обеспечения стабильности поступлений доходов в бюджетную систему Российской Федерации. Недостатком системы взимания НДПИ является то, что он взимается вне зависимости от достигнутых финансовых результатов добычи нефти. Вследствие этого для разработки ряда месторождений, характеризующихся низкорентабельной добычей, существующий НДПИ по сути является фактором, препятствующим разработке.
Нефтегазовая отрасль имеет стратегическое значение для формирование доходной части бюджетной системы. Как отмечается в Основных направлениях налоговой политики на 2015 год и плановый период 2016 и 2017 годов, одобренных Правительством Российской Федерации 01.07.2014 года, налогообложение нефтегазового сектора стабильно обеспечивает около трети совокупных доходов. В 2013 году налоговые доходы от нефтегазового сектора составили 10,9% ВВП, от других секторов экономики - 22,4% ВВП. Проведенный анализ свидетельствует о неуклонном росте доходов бюджетной системы Российской Федерации, получаемых от налогообложения нефти, - экспортной пошлины и НДПИ.
В тоже время в Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства от 13.11.2009 № 1715-р, отмечается, что начальные запасы нефти уже выработаны более чем на 50 процентов, в европейской части - на 65 процентов, в том числе в Урало-Поволжье - более чем на 70 процентов. Степень выработанности запасов крупных активно осваиваемых месторождений приближается к 60 процентам. Это позволяет предположить, что дальнейшее сохранение объемов добычи нефти невозможно без разработки и внедрения мер, стимулирующих развитие низкорентабельных месторождений.
В условиях резкого падения цен на нефть на мировом рынке, обострения конкуренции на мировых рынках энергоносителей; замедления роста российской экономики при ухудшении геополитической ситуации; введения ограничений на доступ к ключевым зарубежным технологиям, оборудованию и международному капиталу для российского ТЭКа, государство должно предусматривать необходимую поддержку нефтегазовому бизнесу путем оптимизации налогообложения нефтяного комплекса для поддержания финансово-экономической устойчивости российских нефтяных компаний и сохранения текущих объемов добычи. Одной из таких мер поддержки может стать реформирование системы налогообложения добычи нефти.
Исходя из этого, представляется целесообразным рассмотреть вопрос о целесообразности внедрения в российскую налоговую систему нового налога на добычу нефти, в основу которого будет положено налогообложение финансового результата добычи на конкретном месторождении.
По мнению экспертов Минэнерго, переход к системе налогообложения на основе финансового результата может позволить:
дополнительно изымать в доход государства сверхприбыль от разработки высокорентабельных запасов нефти;
обеспечивать рентабельность добычи на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, а также добычи трудноизвлекаемых запасов и запасов на месторождениях, не обеспеченных объектами инфраструктуры;
учитывать изменения цены на нефть на мировом рынке, а также иные макроэкономические показатели.
Действующая фискальная система в большей мере подходит для сухопутных месторождений, но не для шельфа, поскольку в рамках крупных морских проектов приходится осуществлять гигантские капиталовложения, не получая в первые годы никаких доходов. И даже после начала добычи в течение нескольких лет сумма расходов превышает прибыль. И лишь благодаря долгосрочности таких проектов компании обеспечивают их окупаемость.
Однако, если начинать взимать налоги сразу после появления первой нефти (как этого требует нынешнее законодательство РФ), то период окупаемости сильно растянется. Поэтому для морской добычи необходима схема, согласно которой налогом облагались бы не текущие доходы, а аккумулированная прибыль. Это позволило бы значительно сократить срок возврата вложений, а, значит, повысило бы инвестиционную привлекательность проектов. В этом случае даже в условиях дешевеющей нефти шельфовые проекты могли бы конкурировать с другими углеводородными активами.
В марте с.г. в Государственной Думе прошли парламентские слушания, организованные Комитетом по бюджету и налогам и посвященные обсуждению законодательной инициативы Думы Ханты-Мансийского автономного округа – Югры - проекту федерального закона "О внесении изменений в части первую и вторую Налогового кодекса Российской Федерации и Бюджетный кодекс Российской Федерации", согласно которому предлагается дополнить Налоговый кодекс Российской Федерации новой главой 26.6 "Система налогообложения в виде налога на прибыль от реализации добытой нефти".
Поддержав указанный законопроект, участники слушаний пришли к выводу, что законопроект может стать правовой основной для проведения эксперимента по реформированию системы налогообложения добычи нефти. Предложено считать целесообразным провести пилотный проект по внедрению системы налогообложения на основе финансового результата, при этом критерии отбора проектов и перечень самих проектов, в отношении которых будет проводиться эксперимент, должны быть включены в Налоговый кодекс Российской Федерации. В ближайшее время после согласования позиций заинтересованных министерств законопроект в уточненной редакции планируется направить в Правительство РФ.
О негативных последствиях введения секториальных санкций США и стран ЕС. Импортозамещение в нефтегазовом комплексе (НГК). Российский экспорт нефти и нефтепродуктов составляет в денежном выражении около 280 млрд, газа - свыше 60 млрд. долл. Суммарная экспортная выручка от продажи углеводородов равна примерно 2/3 общероссийского экспорта и 12% годового ВВП России. Россия, поставляя топливо в Европу, получала в обмен технику, технологии, лекарства, товары легкой промышленности, частично продукты питания.
Инновационный потенциал страны во многом сосредоточен в оборонных отраслях. Примером успешной экономической деятельности, которые испытывают прямое инновационное воздействие ОПК, является, например, атомная энергетика; освоение космоса и его использование для связи; транспортное и пассажирское авиастроение; производство платформ для добычи нефти и газа на шельфе морей и т. д.
ТЭК становится важнейшей сферой инновационного развития страны в связи с переходом к добыче трудноизвлекаемых углеводородов на больших глубинах, шельфе морей и Ледовитого океана, к их добыче из горючих сланцев, эксплуатации бедных нефтяных месторождений, транспортировке газа и нефти на большие расстояния по трубопроводам, производству сжиженного природного газа (СПГ) и т. д.
Однако с 2014 года среди объектов экономических санкций оказались оборудование и технологии, применяемые для добычи нефти и газа. США и ЕС ввели ограничения на поставки технологий и техники в нефтяную промышленность. В нефтяной промышленности ограничена совместная инновационно-инвестиционная деятельность российских и западных компаний.
Под санкциями оказался импорт бурового оборудования, электрических насосов, морских платформ для добычи на шельфе, материалов, используемых для добычи нефти. Под запрет подпадает импортная электроника, используемая для комплектования морских нефтедобывающих платформ. Акцент в санкциях сделан на высокотехнологичных процессах, важных для разработки трудноизвлекаемых ресурсов.
Использование высоких технологий и современной техники выступает необходимой предпосылкой поддержания добычи нефти в условиях истощения наиболее богатых залежей или хотя бы предотвращения ее резкого падения. Для этого нефтяным компаниям требуются самое передовое оборудование и технологии разработки бедных месторождений, добычи нефти и газа на арктическом шельфе, из сланцев. Санкции ограничивают возможности комплексного освоения Арктики, прежде всего в рамках международного сотрудничества в добыче полезных ископаемых. Под вопросом реализация оказались более 50 соглашений с зарубежными партнерами - американскими, норвежскими, венесуэльскими, арабскими и другими в области проведения совместных буровых работ, наклонного бурения с берега, с платформ, производства СПГ, развития нефтехимии.
Центр международной торговли, изучая детали эмбарго на импорт технологического оборудования для российских нефтегазовых компаний установил, что ограничения охватывают 68% всего импорта этого сектора. По данным Минпромторга РФ, заместить многие виды оборудования российскими аналогами в обозримом будущем не удастся. Поставщиком может стать Китай, хотя качество китайской продукции значительно ниже, чем западной.
По данным таможенной статистики, половина импорта жидкостных насосов, используемых для добычи нефти, осуществляется из Германии, Украины, Италии и США. На поставки из Китая приходится 15% импортных насосов. Что касается буровых платформ и других плавучих средств, для которых судоходные качества второстепенны, то свыше 90% их импорта в Россию поступает из Республики Корея.
В условиях свободной конкуренции процесс импортозамещения связан с повышением конкурентоспособности отечественной продукции, вытесняющей импорт на внутреннем рынке. Такой тип импортозамещения, основанный на инновациях, можно определить как инновационный. Последствием инновационного импортозамещения становятся повышение качества и/или снижение производственных издержек и цены продукции, поставляемой на внутренний рынок.
Примером успешного инновационного импортозамещения служит производство труб большого диаметра. СССР начал строить трубопроводы для экспорта газа, когда современного производства труб большого диаметра, способных выдержать требуемое давление с высокой надежностью, в стране еще не было. Поэтому между СССР и ФРГ был подписан "контракт века", который осуществлялся под девизом "газ в обмен на трубы". В 2000 - 2012 гг. в производстве газовых труб большого диаметра была реализована программа импортозамещения - запущен самый современный листовой широкополосный прокатный стан-5000, введены в строй четыре линии по производству труб большого диаметра с полиэтиленовым покрытием. В настоящее время Россия располагает самым современным комплексом по производству труб большого диаметра, способным полностью удовлетворить потребности газопроводного строительства.
В отличие от инновационного импортозамещения, санкции обусловливают принудительное импортозамещение, которое часто сопровождается потерей качества, ростом цены, увеличением сроков реализации инновационных проектов. Помимо санкций, факторами принудительного импортозамещения в настоящее время выступают:
- резкая девальвация рубля, ограничивающая возможности приобретать импортную продукцию;
- падение цен на нефть;
- утрата доверия российских компаний к внешнеторговым и международным инвестиционным соглашениям;
- постепенное исчерпание экспортного потенциала ТЭК.
Поскольку сроки действия санкций оговорены условно, их перечень нередко расширяют, а регламент отмены не определен, российские компании вынуждены ориентироваться на упреждающее импортозамещение, выходящее за рамки нынешних санкций. Российские компании с большим энтузиазмом стали строить стратегию своего развития на базе аутсорсинга и освобождаться от непрофильного сервиса. В новой геополитической обстановке импорт и инвестиционные соглашения о совместной деятельности превратились в объект политического давления. В таких условиях бизнес с опаской относится к использованию производственных систем, основанных на западных технологиях, импортном оборудовании и программном обеспечении. Он ожидает возможного введения новых ограничений, например, на поставку в Россию ИТ-технологий.
Серьезным препятствием для успешного импортозамещения выступает рост издержек производства и цен, в следствии чего снижается конкурентоспособность российских товаров. Объективными причинами роста производственных издержек и цен (помимо попыток государственных монополий завышать цены) стали, с одной стороны, исчерпание запасов природных ископаемых, а с другой - рост доходов, зарплат, бюджетных расходов на крупные социальные проекты, экономическая отдача от которых может быть получена лишь в отдаленном будущем.
ТЭК является одним из главнейших источникоми загрязнения окружающей среды, выбросов в атмосферу и воду. Поэтому здесь остро стоит вопрос о необходимости дополнительных расходов на охрану окружающей среды, особенно в условиях вечной мерзлоты и арктических морей. Это также может привести к росту издержек и цен на продукцию ТЭК.
Цены на нефть и газ зависят от новых технологий добычи и транспортировки. Так, по мнению вице-президента компании ВР Russia В. Дребенцова, после 2017 г. объем экспорта СПГ из США будет сопоставим с нынешними объемами поставок российского газа в Европу. После 2016 - 2017 гг. в мире резко возрастут поставки СПГ из США, Австралии и других стран.
Поскольку процесс импортозамещения направлен на увеличение доли отечественной продукции на внутреннем рынке, емкость которого ограничена, российские к


Выскажите мнение на нефтегазовом форуме oilforum.ru







Нефть и газ: инвестиции, поставщики, рейтинги