Добыча нефти в России на традиционных действующих месторождениях, согласно прогнозу Минэнерго, к 2035 году снизится на 23%, до 349 млн т (в 2014-м было добыто 453 млн т). Тем не менее общий уровень добычи нефти планируется сохранить в районе 525 млн т, как в 2014 году (с учетом доли добычи на шельфах и трудноизвлекаемых запасов). Падение производства планируется компенсировать за счет реализации новых проектов, в основном по добыче трудноизвлекаемых ресурсов.
Согласно целевому сценарию «Энергетической стратегии развития России до 2035 года», подготовленной Минэнерго, объем добычи трудноизвлекаемых ресурсов к 2035 году должен вырасти почти вдвое — до 89 млн с 45 млн т в 2014 году. При этом реализация шельфовых проектов, как ожидается, даст прирост на 86%, до 39 млн т (в 2014-м — 21 млн т). Производство нефти на новых месторождениях увеличится в семь раз, до 48 млн с нынешних 6 млн т.
Одновременно с целевым сценарием развития нефтяной промышленности энергостратегия также учитывает консервативный вариант, согласно которому общий уровень нефтедобычи снизится к 2035 году на 9%, до 476 млн т. Консервативный сценарий учитывает риски, связанные с разработкой трудноизвлекаемых ресурсов в текущих экономических условиях. Так, реализация проектов по добыче сверхвязкой, а также сланцевой нефти и начало производства на глубоководном шельфе требуют применения специальных технологий, доступа к которым российские компании лишены в результате введения экономических санкций США и странами Евросоюза. Кроме того, эти проекты существенно дороже, чем добыча традиционных видов нефти на суше, что в условиях низких цен на нефть и c учетом ограниченных санкциями возможностей привлечения финансирования делает их реализацию нерентабельной.
Шельф без иностранцев
Международные санкции в первую очередь препятствуют реализации проектов по добычи нефти на арктическом шельфе. «Роснефть» начала бурение на одном из месторождений в Карском море в партнерстве с американской Exxon Mobil, но после выхода последней из проекта была вынуждена приостановить работы, поскольку не обладает соответствующими ресурсами для строительства специальных буровых платформ.
По мнению некоторых экспертов, проблема по разработке глубоководных шельфовых месторождений Арктики могла бы быть решена в случае допуска частных российских компаний к участию в этих проектах. Сейчас право работать на российском шельфе есть только у «Роснефти», которая имеет 51 лицензию, и «Газпрома», у которого 40 лицензий. При этом технологиями, необходимыми для бурения на шельфе, сегодня обладает ЛУКОЙЛ — компания успешно реализует проекты по добыче нефти во Вьетнаме и на шельфе Каспийского моря.
Пока вопрос о доступе частных компаний к шельфу Арктики не решен, «Роснефть» и «Газпром» ищут новых зарубежных партнеров. Норвежские и американские сервисные компании с российского рынка вытесняются китайскими, отмечает глава представительства норвежской сервисной компании PGS в России Юрий Ампилов. «Российские компании оказались в сложном положении — они лишены не только необходимых технологий, но и соответствующего оборудования. Те суда, которые были ими приобретены у европейских компаний, теперь лишены соответствующего технического обслуживания. Эту нишу постепенно занимают китайские сервисные компании, которые начали производить аналоговое оборудование для европейских судов», — поясняет Ампилов. По этой причине, а также с учетом неблагоприятной ценовой конъюнктуры на нефтяном рынке реализация крупных проектов на шельфе Арктики откладывается. Так, Минприроды в текущем году удовлетворило просьбы компаний о переносе сроков работ на шельфе по восьми лицензиям «Роснефти» и пяти — «Газпрома». Но те проекты, которые уже находятся в стадии запуска, вряд ли будут заморожены даже при сохранении низких цен на нефть, уверены эксперты. Например, ЛУКОЙЛ в этом году должен запустить одно из крупнейших месторождений нефти на шельфе Каспия — имени Филановского, «Газпром нефть» продолжает добычу нефти на Приразломном в Баренцевом море.
Планы на суше
Добычу трудноизвлекаемой нефти на суше уже не первый год успешно ведут «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз» и «Татнефть». Компании обладают необходимыми технологиями и оборудованием для реализации этих проектов; соответственно, они менее подвержены негативному влиянию от введения экономических санкций.
«Газпром нефть» и «Сургутнефтегаз» ведут разработку Баженовской свиты в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО). На сегодня в отложениях Баженовской свиты открыто 78 залежей нефти с суммарными извлекаемыми запасами 530 млн т. По данным Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института (ВНИГНИ), ресурсы этого участка составляют 9,7 млрд т нефти. Ранее партнером «Газпром нефти» в этом проекте была англо-голландская Shell; несмотря на выход иностранного партнера из проекта, «Газпром нефть» продолжает разработку этих участков.
«Татнефть» ведет добычу сверхвязкой нефти на Ашальчинском месторождении в Волго-Уральском регионе. Его геологические ресурсы, по различным оценкам, составляют от 1,4 млрд до 7,5 млрд т.
Одним из перспективных нефтеносных участков, разработку которого «Татнефть» планирует начать в ближайшее время, является Доманиковая свита в Тимано-Печорском регионе. Извлекаемые ресурсы доманика, по данным ВНИГНИ, составляют 898 млн т.
«Газпром» начал опытную добычу нетрадиционной нефти на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении, запасы которого, по данным ВолгоУралНИПИгаза, составляют 2,68 млрд т нефти. Российские компании могут реализовать эти проекты самостоятельно, уверены эксперты. При участии иностранных партнеров разработка этих месторождений могла бы быть «быстрее и эффективнее», полагает Андрей Полищук из Райффайзенбанка. «Добыча ведется давно, тут вопрос скорости, качества, объемов и окупаемости», — поясняет он.
Налоговое бремя
По мнению отраслевых экспертов, удержать в текущей ситуации добычу на уровне 2014 года, как планирует Минэнерго, нефтяным компаниям будет очень трудно без соответствующих налоговых преференций и доступа к финансированию. «Если ситуация не улучшится, то мы, скорее всего, столкнемся с падением добычи в долгосрочной перспективе. Компании разрабатывают в первую очередь традиционные месторождения. При низких ценах проекты по трудноизвлекаемой нефти, вероятнее всего, будут отложены», — отмечает Андрей Полищук.
Одним из ключевых в процессе стимулирования вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов является вопрос налогового стимулирования. Согласно оценке E&Y, предоставляемые в настоящее время в России льготы по целому ряду критериев (выработанность, физико-географическое положение, размер запасов, проницаемость и эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, льготы для определенных геологических формаций и др.) распространяются менее чем на половину проектов по добыче трудноизвлекаемых ресурсов. По мнению экспертов, проблема может быть решена при помощи дальнейшего расширения перечня льгот по тем или иным характеристикам либо включения издержек в расчет налогооблагаемой базы. Увеличение перечня льгот — это тупиковый путь, считает директор московского нефтегазового центра E&Y Денис Борисов. Он «порождает целый ряд коллизий, связанных как с объективностью подбора параметров, так и с возможностями по администрированию», считает эксперт. «Более того, тот широкий перечень льгот, который сформировался к сегодняшнему дню, лишь в очень ограниченных случаях стимулирует применение технологических новаций, отвечающих требованиям по рациональному недропользованию за счет повышения величины КИН [коэффициент извлечения нефти]», — полагает Денис Борисов.
Альтернативой расширения льготного списка является введение налога на финансовый результат (НФР) вместо налога на добычу полезных ископаемых. Такой подход был апробирован в других развитых нефтедобывающих странах и зарекомендовал себя с лучшей стороны, отмечает Денис Борисов. С ним согласен Андрей Полищук: «Для стимулирования реализации проектов по добыче трудноизвлекаемых ресурсов нужны дополнительные льготы либо изменение налоговой системы, которая будет учитывать объем инвестиций», — поясняет он.
