Освоение нефтегазовых ресурсов российской Арктики является одним из ключевых стратегических приоритетов развития топливно-энергетического комплекса РФ. Согласно оценкам, в российской части арктического шельфа может залегать около 51 млрд. т нефти и 81 трлн. куб. м природного газа. Эти запасы достаточны для того, чтобы поддерживать уровень добычи нефти, достигнутый в 2011 г., в течение 100 лет, а соответствующий уровень добычи газа – в течение 120 лет. Вместе с тем масштаб связанных с освоением этих ресурсов проблем исключает нахождение простых решений, обеспечивающих быструю отдачу, говорится в статье заведующего сектором ИМЭМО РАН С. Афонцева, основные положения которой приводятся ниже.
Критическим барьером для освоения углеводородных ресурсов Арктики является техническая сложность добычи. Нефтегазовые запасы российского сектора арктического шельфа, за исключением южной части Баренцева моря (Печорское море), сконцентрированы в районах с суровыми ледовыми условиями (максимальная толщина ровного однолетнего льда – 1,5-2,0 м) и глубиной моря 50-150 м. В настоящее время отсутствуют технологии разработки для 90% нефтегазовых площадей арктического шельфа, а также ликвидации экологического ущерба, связанного с возможными утечками нефти и газа.
Не менее важная проблема связана с особенностями правового регулирования шельфовой добычи в РФ. В соответствии со ст. 9 Федерального закона “О недрах” пользователями недр на шельфовых участках недр федерального значения могут быть только компании с государственным участием в капитале, превышающем 50%, и имеющие более чем 5-летний опыт освоения российских шельфовых месторождений. В настоящее время этим требованиям отвечают только компании “Газпром” и “Роснефть”, которые уже обладают лицензиями на 65 шельфовых участков и к 2030 г. планируют получить лицензии еще на 42 участка. Согласно расчетам Министерства природных ресурсов и экологии РФ, с учетом реальных возможностей этих компаний освоение шельфовых месторождений России может занять 165 лет. Очевидная бесперспективность подобного сценария повлекла за собой радикальный пересмотр условий реализации шельфовых проектов в апреле 2012 г. Его ключевыми элементами стали изменения налогового режима и допуск на шельф частных добывающих компаний.
В апреле 2012 г. на совещании с участием руководителей нефтегазовых компаний тогда премьер-министр России В. Путин обозначил основные параметры нового налогового режима, который будет применяться к реализуемым на шельфе проектам добычи углеводородного сырья. Предполагается, что соответствующие предложения будут законодательно оформлены уже к 1 октября 2012 г. Их основные положения заключаются в следующем:
все шельфовые проекты подразделяются на четыре категории по степени сложности, в соответствии с которыми будут дифференцироваться уровни налогообложения (к четвертой – максимально льготной в налоговом отношении категории – отнесены наиболее сложные по условиям реализации проекты в Арктике, включая месторождения на севере Баренцева моря);
налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) будет исчисляться в процентном отношении к цене реализации нефти и газа (принцип роялти) и составит для проектов первой категории сложности 30%, второй – 15%, третьей – 10%, четвертой – 5%;
экспортные пошлины будут отменены для всех категорий шельфовых проектов;
порядок начисления налога на прибыль планируется оставить без изменений, но могут быть изменены порядок расчета доходов и расходов по отдельным лицензионным участкам, а также сроки переноса убытков на будущее;
предлагается обнулить налог на имущество и НДС в отношении используемого в рамках шельфовых проектов высокотехнологичного импортного оборудования, не производящегося в России;
предусмотрено установление срока стабильности налогового законодательства, предполагающее обязательство правительства не менять ставки налога на прибыль, НДПИ и экспортные пошлины в течение периода от 5 (для проектов первой категории сложности) до 15 лет (для проектов четвертой категории) с момента начала промышленной разработки месторождений; при этом в случае падения мировых цен на нефть ниже $60/барр. налоговые ставки могут быть снижены.
Правительство ожидает, что предложенный комплекс мер обеспечит приток около $500 млрд. инвестиций в шельфовые проекты в течение 30 лет.
Вместе с тем указанные льготы должны стимулировать разведку и освоение новых месторождений и не будут распространяться на уже реализуемые проекты. В Арктике одной из “жертв” этого принципа стало Приразломное месторождение в Печорском море с запасами 72 млн. т нефти и ожидаемым годовым объемом добычи 6,6 млн. т. В качестве своеобразной компенсации в апреле 2012 г. правительство утвердило для этого месторождения льготную ставку экспортной пошлины в 45% базовой ставки пошлины на экспорт нефти. Лицензией на разработку Приразломного месторождения обладает дочерняя компания “Газпрома” – “Газпром нефть шельф”. В августе 2011 г. на месторождении была установлена морская ледостойкая стационарная нефтедобывающая платформа “Приразломная”, с которой будет пробурено 40 наклонно-направленных скважин. Ожидается, что добыча нефти на Приразломном месторождении начнется уже в текущем году. Таким образом, оно станет первым углеводородным месторождением российского шельфа Арктики, давшим товарную продукцию.
Другим важным новшеством 2012 г. стало решение о допуске частных компаний к участию в шельфовых проектах. В феврале 2012 г. с соответствующей инициативой выступил премьер-министр В. Путин. Он был вынужден признать, что монополия двух государственных компаний-гигантов на разработку арктических шельфовых месторождений “немного сдерживает развитие добычи”. Первым практическим результатом данной инициативы явилось формирование стратегического альянса между компаниями “Роснефть” и “Exxon Mobil”. В соответствии с подписанными в апреле 2012 г. соглашениями “ExxonMobil” через совместные операторские компании получит доступ к освоению трех российских участков недр в бассейнах Карского моря (Восточно-Приновоземельский-1, 2 и 3) и Туапсинскому лицензионному участку в Черном море, а “Роснефть” – 30% участия в проектах “Exxon Mobil” в Делавэрском бассейне Западного Техаса (участки Ла Эскалера), канадской провинции Альберта (участок Харматтан пласта Кардиум), а также в западной части Мексиканского залива (20 участков). Оценочная стоимость начального этапа геологоразведочных работ на российском шельфе составляет $3,2 млрд. На участках в Карском море (суммарные извлекаемые запасы – 4,9 млрд. т нефти и 8,3 трлн. куб. м природного газа) в 2012 г. планируется провести сейсморазведку и оценку экологического воздействия, а в 2014 г. – приступить к бурению поисково-разведочных скважин.
Российские компании не обладают ни собственными технологиями шельфовой добычи, ни соответствующим опытом работы, что не позволяет им рассчитывать на высокую рентабельность разработки месторождений.
Альянс с “Exxon Mobil” следует признать крупным успехом компании “Роснефть” и российского правительства.
Во-первых, он предполагает обмен активами с иностранной нефтедобывающей компанией – впервые после срыва в мае 2011 г. сделки между “Роснефтью” и компанией “BP”, предусматривавшей обмен 5% акций “BP” на 9,5% акций “Роснефти” (на $18 млрд.), а также допуск “BP” к освоению российского арктического шельфа. В случае альянса с “Exxon Mobil” речи о прямом обмене акциями не идет, однако “Роснефть” получает доли участия в зарубежных проектах, что может иметь позитивные последствия, как в финансовом плане, так и в плане улучшения международного имиджа компании.
Во-вторых, “Роснефть” вступает в партнерство с одним из лидеров мировой нефтедобычи, что обеспечивает ей не только доступ к современным технологиям освоения шельфовых месторождений, но и потенциальную возможность участия в совместной разработке новых технологий в данной сфере.
В-третьих, стратегический альянс “Роснефти” и “Exxon Mobil” является примером сотрудничества с другими частными компаниями, которые могут быть допущены к освоению шельфовых месторождений в качестве младшего партнера государственных компаний. Также в апреле 2012 г. на аналогичных условиях было подписано соглашение о стратегическом сотрудничестве между “Роснефтью” и итальянской компанией “ENI”, которое предусматривает участие “ENI” в разработке шельфовых участков в Баренцевом и Черном морях. Суммарные ожидаемые инвестиции в освоении Федынского и Центрально-Баренцевского участков в Баренцевом море оцениваются в $50-70 млрд. Сейсмическая разведка запланирована на 2016-2018 гг., бурение разведочных скважин – на 2025-2026 гг. Расходы на проведение геологоразведочных работ на всех шельфовых участках в $2 млрд. будут профинансированы “ENI”. В обмен “ENI” предоставит “Роснефти” долю в своих зарубежных проектах (конкретный их набор должен быть определен в ближайшие месяцы).
Как и в случае с “Exxon Mobil”, ключевым фактором привлекательности альянса для “ENI” стали налоговые льготы по шельфовым проектам, утвержденные ранее российским правительством. Интерес к шельфовым проектам могут проявить и другие зарубежные компании, к которым “Роснефть” обратилась с соответствующими предложениями, в том числе “Shell”, “Statoil”, “Total”, “Сhevron” и “ConocoPhilips”. Что касается российских компаний “Лукойл”, “ТНК-BP”, “Сургутнефтегаз” и “Башнефть”, также приглашенных к участию в освоении в общей сложности 12 участков арктического шельфа, то для них опробованная в соглашениях с “Exxon Mobil” и “ENI” схема – 33,3% участия плюс финансирование всех геологоразведочных работ и иных крупных расходов на первой стадии выполнения проектов – может оказаться менее привлекательной.
Несмотря на сохраняющуюся неопределенность по Штокмановскому месторождению, новый подход российского правительства к стимулированию участия частных компаний в реализации шельфовых проектов в Арктике продемонстрировал впечатляющий старт.
Одним из главных разочарований весны 2012 г. стало отсутствие ясности по поводу перспектив освоения Штокмановского газового месторождения в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря. Запасы этого месторождения оцениваются в 3,9 трлн. куб. м природного газа и 56 млн. т газового конденсата. Для реализации первой фазы разработки месторождения в 2008 г. была создана компания “Shtokman Development AG”, в капитале которой 51% принадлежит “Газпрому”, 25% – французской компании “Total” и 24% – норвежской “Statoil”. Реализация первой фазы проекта позволит ежегодно добывать 23,7 млрд. куб. м газа, а после выхода на проектную мощность (71,1 млрд. куб. м газа в год) объем добычи на месторождении будет сопоставим с годовым потреблением газа в Германии.
Зарубежные партнеры “Газпрома” неоднократно заявляли, что с учетом сложных условий реализации и высоких стартовых затрат рентабельность проекта может быть обеспечена только при предоставлении значительных налоговых льгот. В то же время Штокмановское месторождение, будучи месторождением “в стадии освоения”, не подпадает под рассмотренную выше систему льгот для новых шельфовых месторождений, анонсированную в апреле 2012 г. Ситуацию усугубляют последние инициативы правительства России по повышению НДПИ на природный газ, которые еще более снижают ожидаемую рентабельность проекта. Несмотря на сохраняющуюся неопределенность по Штокмановскому месторождению, новый подход российского правительства к стимулированию участия частных компаний в реализации шельфовых проектов в Арктике продемонстрировал впечатляющий старт. Дальнейшие шаги в этом направлении, в том числе связанные с расширением доли участия частных компаний в проектах и нахождением оптимальных пропорций софинансирования государственными и частными компаниями расходов на запуск сложных проектов, могут создать дополнительный импульс для скорейшего начала практического освоения нефтегазовых ресурсов российского арктического шельфа. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)
