Энергетическая стратегия России до 2030 года уделяет особое внимание освоению Арктики: разработка месторождений шельфа северных морей призвана компенсировать спад добычи в традиционных нефтегазодобывающих районах. Однако слабая изученность акваторий, невыгодность для компаний таких проектов при существующей системе налогообложения, отсутствие инфраструктуры и кадров, ограничения прав иностранных инвесторов — это лишь самый очевидный круг проблем, которые предстоит решить для достижения поставленных целей.
Энергетическая стратегия России на период до 2030 года утверждена правительством РФ 13 ноября 2009 года. Документ определяет приоритетные направления государственной энергополитики в целях достижения максимально эффективного использования природных ресурсов для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения страны и содействия укреплению ее внешнеэкономических позиций.
Замороженные деньги
По данным Минприроды, средняя изученность российского шельфа составляет 0,24 погонных километра на один квадратный километр (такая единица измерения обусловлена характером работы геологов: засчитывается путь, пройденный судном с геодезическим оборудованием). Это в 8 раз меньше изученности американского шельфа Чукотского моря и в 16 раз — шельфа Северного моря Норвегии. При этом лишь Баренцево и Карское моря являются умеренно изученными (более 0,35 пог. км/кв. км), в то время как море Лаптевых и Берингово относят к слабо изученным акваториям (0,1-0,35 пог. км/кв. км), а Восточно-Сибирское и Чукотское моря — к неизученным (менее 0,1 пог. км/кв. км). Ресурсы углеводородов на континентальном шельфе РФ оцениваются в около 100 млрд тонн условного топлива, из них порядка 80% приходится на шельф арктических морей. При этом в недрах Баренцева и Карского морей преобладает газ (4663,3 млрд и 3888,9 млрд куб. м соответственно), в Печорском море — нефть (вместе с акваторией Баренцева моря 415 млн тонн).
Базовый уровень геологической изученности достигнут на государственные средства, и предполагается, что дальнейшие поиск, оценка и разведка на шельфе должны осуществляться за счет пользователей недр. Но в 2008 году компании вложили в разведку на арктическом шельфе 6,8 млрд руб., в то время как в шельфовые проекты в дальневосточных и южных акваториях — 22,9 млрд; в 2009 году — 5,5 млрд против 18,9 млрд руб.; а согласно планам на 2010 год, разрыв будет колоссальный — 0,1 млрд против 27,8 млрд руб. Госинвестиции в геологоразведку на арктическом шельфе, напротив, на порядок превышают средства, направляемые на другие шельфовые проекты,— 4,9 млрд против 0,4 млрд руб. в 2005-2010 годах.
Очевидно, что арктический шельф рассматривается как источник энергоресурсов на перспективу. В дальневосточных и южных акваториях энергокомпании реализуют проекты уже сейчас, и эти регионы требуют постоянных инвестиций для дальнейшего поддержания и развития добычи.
На увеличивающемся разрыве между вложениями в арктические и другие шельфовые проекты компаний сказываются и последствия экономического кризиса. Средства направляются на реализацию первоочередных проектов, которые обеспечивают поддержание текущих производственных показателей. Кроме того, по мнению замдиректора Центра изучения мировых энергорынков Института энергетических исследований РАН Вячеслава Кулагина, компании занимают выжидательную позицию, так как "зачем вкладывать средства, если можно подождать, пока их вложит государство, и после этого получить лицензию на разработку".
В Минэнерго считают, что низкая инвестиционная привлекательность шельфовых проектов в Арктике на этапе изучения объясняется наличием геологических рисков, большой длительностью цикла разведочных работ (до 20 лет) и малоприемлемыми для компаний, планирующих проекты на арктическом шельфе, схемами налогообложения.
Верните налоги
На прошедшей в мае конференции "Освоение шельфа России и СНГ" в докладе заместителя начальника управления "Газпром добыча шельф" Натальи Глуховой указывалось на экономическую неэффективность проектов при существующем налоговом режиме — их рентабельность составляет лишь 4-5%.
Аналитик "Тройки Диалог" Валерий Нестеров называет приемлемой внутреннюю норму рентабельности для шельфа в 15% и говорит, что, по имеющимся у инвесткомпании данным относительно Штокмана, без налоговых льгот проект будет "несостоятельным".
И Минэнерго, и Минприроды согласны с необходимостью формирования новой схемы налогообложения шельфовых проектов. На участки недр, расположенные севернее Северного полярного круга, а также в Азовском и Каспийском морях, уже распространяется нулевая ставка по НДПИ до достижения показателя накопленной добычи в 35 млн тонн или на срок отработки до 10 лет для геологоразведочных лицензий и 15 лет для совмещенных лицензий (разведка и добыча). Подобную схему предполагается распространить также на участки Черного и Охотского морей (соответствующий законопроект принят в первом чтении).
Выступая на той же конференции, директор департамента государственной политики и регулирования в сфере геологии и недропользования Минприроды Денис Храмов сказал, что в настоящее время обсуждается возможность обнуления экспортной пошлины для продукции шельфовых месторождений, то есть предоставления компаниям налоговых льгот, аналогичных тем, которые действуют сейчас в Восточной Сибири. Более того, рассматривается вопрос перевода налоговой системы в целом на новые принципы.
Речь идет о привязке налоговых отчислений к доходности тех или иных месторождений — фактически речь идет о введении налога на дополнительный доход (НДД).
НДД позволяет взимать налог не со свежедобытой нефти, а с накопленной за время разработки месторождения прибыли. При этом ставка увеличивается при наращивании добычи и снижается — при падении. Соответственно, максимальная налоговая нагрузка будет приходиться на пик разработки месторождения. Это достаточно выгодная схема для долгосрочных шельфовых проектов, где в первые годы добычи практически вся прибыль уходит на покрытие издержек.
Иностранцы на шельфе
Несмотря на то что в соответствии с действующим законодательством на шельфе могут работать государственные компании, имеющие пятилетний опыт освоения российского шельфа (то есть только ОАО "Газпром", ОАО "НК "Роснефть"" и ОАО "Зарубежнефть"), для иностранных инвесторов существует несколько вариантов доступа к шельфу.
Закон допускает учреждение российскими и иностранными инвесторами совместных предприятий, однако у СП также должен быть не менее чем пятилетний опыт работы на шельфе. То есть даже если такой механизм будет сформирован сегодня, приступить к работе на шельфе оно сможет только спустя пятилетие.
В качестве альтернативы можно создать компанию, не имеющую прав на недра. В России сегодня есть всего одна такая "компания специального назначения", специализирующаяся на шельфовой работе в Арктике,— это оператор Shtokman Development AG, который является собственником инфраструктуры первой фазы Штокмановского месторождения на протяжении 25 лет с момента ввода его в эксплуатацию. Акционеры компании ("Газпром" — 51%, Total — 25% и Statoil — 24%) подписали соответствующее соглашение 27 февраля 2008 года. Взаимоотношения Shtokman Development AG и ООО "Газпром нефть шельф", владеющего лицензией на Штокмановское месторождение, строятся на основании контракта, в соответствии с которым оператор будет нести все финансовые, геологические и технические риски при добыче газа и конденсата и производстве СПГ.
"Нефтяная компания — это не банк, она не может являться чисто финансовым инвестором. Иностранная компания хочет быть партнером в реализации проекта, а для этого необходимо соблюдение ряда важный условий",— говорит руководитель группы юридического сопровождения новых проектов концерна Shell в России Алексей Бардин. Таким условием, по мнению господина Бардина, может стать владение долей (пусть и миноритарной) в компании--владельце лицензии на разработку соответствующего участка недр. "Минимальным размером такой доли является 25% плюс одна акция. Это связано с тем, что только начиная с этого порога компании могут рассматривать инвестиции как значительные и, соответственно, отражать запасы разрабатываемых месторождений на своем балансе.
Еще одним способом ускорения проведения поисков и оценки на арктическом шельфе может стать формирование особой системы доступа заинтересованных компаний, включая иностранные, к изучению недр. Сегодня только российские госкомпании могут обладать правом получения так называемой сквозной лицензии на поиски и оценку, разведку и добычу полезных ископаемых. Инициатива Минприроды, по словам господина Храмова, состоит в том, чтобы допустить к поисково-оценочной части работ любую компанию, имеющую соответствующий опыт. При этом инвесторам может предлагаться либо гарантия дальнейшего участия в проекте, либо компенсация фактических затрат с премией за риск.
Действующее законодательство также предусматривает возможность принятия государством решения о прекращении права пользования участком недр (на котором совершено открытие месторождения федерального значения) в отношении компаний с иностранным участием. "Инвестиции в разведку на шельфе по определению рискованные с чисто геологической точки зрения,— говорит Алексей Бардин.— Наличие же дополнительных рисков, связанных с возможностью прекращения права пользования участком недр, на котором совершено открытие, делает рискованность таких инвестиций просто запредельной".
По словам замминистра энергетики Сергея Кудряшова, двумя основными проблемами, которые тормозят освоение арктического шельфа, являются невыгодная компаниям экономика проектов и невыдача лицензий после принятия новой редакции закона "О недрах" (кроме "Сахалина-3" и Западно-Камчатского лицензионного участка). Очевидно, что решение этих и ряда других проблем потребует времени и комплексного подхода при взаимодействии государства, российского и зарубежного бизнеса.
Ресурсы на троих
Имея девять лицензий на шельфовые месторождения, "Роснефть" в настоящее время не работает в Арктике, и реализация ее планов в отношении этого региона — дело будущего. В программе лицензирования пользования недрами ОАО "Роснефть" до 2030 года 22 заявки на участки в Печорском (9), Баренцевом (5), Лаптевых (3), Карском и Чукотском (по 2), а также Восточно-Сибирском (1) морях. В "Роснефти" "Ъ" пояснили, что руководство компании "никогда не скрывало своего интереса к шельфовым проектам" и "по всем полученным лицензиям будет проводиться геологоразведка".
"Газпрому" принадлежат 11 лицензий на недропользование объектов арктического шельфа: Штокмановское, Приразломное, Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Долгинское, Обское, Чугорьяхинское, Семаковское, Антипаютинское, Тота-Яхинское, Крузенштернское месторождения. Их разведанные запасы составляют более 5 трлн куб. м газа и более 100 млн тонн нефти и конденсата. При этом монополия направила в адрес Минприроды свои предложения по лицензированию участков недр континентального шельфа на период до 2020 года. Этих участков десять — в Карском (8) и Баренцевом (2) морях, включая участок недр Штокмановского месторождения (нераспределенная часть). В управлении информации "Газпрома" "Ъ" рассказали, что сроки реализации проектов определяются непосредственно в лицензиях на право пользования участками недр, до получения которых говорить о предполагаемых сроках реализации преждевременно. Вопрос привлечения партнеров, в том числе иностранных, компания готова обсуждать также только после получения лицензий. Арктический шельф занимает важное место в стратегии развития добычи "Газпрома". В 2005 году монополия приняла "Программу работ ОАО "Газпром" по освоению ресурсов углеводородов на шельфе РФ до 2030 года" — правда, документ сейчас корректируется, отмечают в компании. Согласно имеющимся планам, в Арктике, по сути, будет создан новый газодобывающий регион.
В "Зарубежнефти", в собственность которой в конце апреля перешло профильное предприятие по работе на арктическом шельфе с более чем 30-летней историей ФГУП "Арктикморнефтегазразведка", "Ъ" рассказали, что сейчас идет акционирование этой компании и только после этого будет решаться вопрос о предъявлении заявок на участки. В Минприроды "Ъ" подтвердили, что заявок от "Зарубежнефти" пока не поступало. Однако в конце мая "Интерфакс" со ссылкой на свои источники передал, что "Зарубежнефть" просит у государства предоставить ей участок Мадачагский в Печорском море.
"Арктикморнефтегазразведка" открыла 15 месторождений нефти и газа в Баренцевом и Печорском морях и пробурила на шельфе почти 60 скважин. Кроме того, она владеет буровым судном, 2 самоподъемными платформами, всего во флоте компании более 20 судов. Ей же принадлежит 50% в "Арктикшельфнефтегазе" (АШНГ) — СП с группой "Синтез", которое разрабатывает шельфовый Медыно-Варандейский участок в Печорском море. При этом в инвестпрограмме "Зарубежнефти" на 2010 год уже предусмотрен выкуп еще 50% акций АШНГ за 2,7 млрд руб. По мнению аналитика ИФК "Метрополь" Алексея Кокина, в дальнейшем "Зарубежнефть" ограничится небольшими участками и будет принимать решения в зависимости от того, какие налоговые льготы будут по ним действовать — прежде всего потому, что компании будет сложно финансировать капиталоемкие проекты.
По данным Минэнерго, на освоение континентального шельфа России в целом на период до 2039 года потребуется порядка 9,7 трлн руб., в среднем около 334,5 млрд руб. в год при фактических затратах в 2009 году в 72,3 млрд руб. и плане на 2010 год — 79,1 млрд руб. Очевидно, что текущий и планируемый уровень финансирования недостаточен для освоения потенциала шельфа.
Опыт реализации шельфовых проектов показывает, что с момента выдачи лицензий до ввода в строй проходит порядка 10-15 лет. К примеру, на реализацию проекта Snohvit ("Белоснежка") в норвежской части Баренцева моря Statoil потратила 20 лет и $8,3 млрд. Сроки проектов разработки Штокмановского и Приразломного месторождений, по данным Минприроды, могут достичь 20-25 лет при общем объеме капвложений в первый проект порядка $49,6 млрд, второй — $2,8 млрд. По мнению аналитика ИФК "Метрополь" Дмитрия Маслова, коммерческая добыча на арктическом шельфе может начаться не раньше чем через 10-15 лет, и это будут в основном существующие проекты "Газпрома".
Технологическая остановка
Увеличение сроков и разрастание смет проектов объясняется еще и необходимостью строительства судов и специализированной морской техники. Государство при этом обеспечивает приоритетное предоставление лицензий "Роснефти" и "Газпрому", если компании обязуются размещать строительные заказы на российских судостроительных мощностях. Кроме того, инициативой Минэнерго является создание на базе госкомпании "ОАО "Роснефтегаз"" инжиниринговой организации и геофизического холдинга. Тем не менее необходимость привлечения иностранных партнеров к разработке шельфовых месторождений очевидна: такие международные компании, как Total, Statoil, ExxonMobil и Shell, обладают технологиями и финансовыми ресурсами, которые сложно изыскать в России даже в среднесрочной перспективе.
К примеру, Statoil имеет опыт реализации проекта разработки месторождения "Белоснежка" на глубине 250-340 м со строительством мультифазового газопровода длиной 143 км и завода по производству СПГ Hammerfest.
Оператор "Сахалин Энерджи" (акционеры "Газпром", англо-голландская Shell и японские Mitsubishi и Mitsui) реализует один из самых крупных и инновационных комплексных нефтегазовых проектов в мире — "Сахалин-2". Будучи технологическим консультантом оператора, Shell внесла значительный вклад как в обустройство Пильтун-Астохского нефтяного и Лунского газового месторождений в суровых субарктических условиях, так и в строительство первого в России завода СПГ с двумя технологическими линиями по 4,8 млн тонн с возможностью создания третьей. В проекте впервые в мире нашли применение такие новаторские разработки, как установка верхних строений платформ на маятниковые опоры скольжения — решение, обеспечивающее защиту от сейсмических и волновых нагрузок, ранее применявшееся в западной практике лишь при строительстве наземных сооружений. Для производства СПГ используется уникальная технология двойного смешанного хладагента, которая учитывает особенности холодного климата Сахалина и значительно снижает энергоемкость производства.
По словам вице-президента по техническим и производственным вопросам концерна Shell в России Ким Коуд, у компании почти 50 лет опыта эксплуатации и разработки месторождений в субарктической и арктической зонах, включая проекты на Аляске, в Норвегии и Канаде. Среди инноваций Shell — исследование зависимости работоспособности скважин от состояния ледового покрова и разработка технологии удаленного анализа, обслуживания и ремонта скважин подо льдом. Некоторые из этих концепций успешно применяются, к примеру, на месторождении Ormen Lange ("Длинный змей") на норвежском шельфе. По мнению Ким Коуд, разработка амбициозных проектов в условиях Арктики возможна, но требует взаимодействия государственных и международных нефтегазовых компаний. "Сегодня такие компании, как Shell, обладающие комплексными мощностями и международным охватом, могут обеспечить существенный вклад при сотрудничестве с государственными компаниями в трех главных областях — разработка и внедрение технологий, расширение клиентской базы и создание дополнительной стоимости, помощь в развитии кадров и наращивании цепочки поставок",— заключает госпожа Коуд.