Совсем скоро может выясниться, что запасов нефти в Пермском крае хватит не на 40–50 лет, как сейчас считается, а лишь на десять, например. Дело в том, что с 1 января 2012 года все нефтяные месторождения будут пересчитаны по новой методике, в которой упор сделан на экономическую целесообразность добычи. Возьмутся ли пермские нефтяники за «трудную нефть» и почему многие последние аукционы на месторождения не состоялись, рассказал начальник территориального управления Роснедр Андрей Белоконь.
BUSINESS GUIDE: Каких-либо крупных уникальных месторождений в Пермском крае уже не осталось. С этой точки зрения можно ли назвать регион «отработанным»? Или есть еще нефтяной потенциал у края?
АНДРЕЙ БЕЛОКОНЬ: Сказать, что наш край сегодня обладает какими-то уникальными перспективами, нельзя. Это старый нефтедобывающий регион со всеми сопутствующими этому проблемами. Сегодня крупных нефтяных месторождений в Пермском крае уже не осталось. Из 227 открытых месторождений семь сегодня являются средними, а все остальные — мелкие. В соответствии с действующей пока классификацией мелкими считаются месторождения нефти с извлекаемыми запасами до 15 млн тонн, средними — от 15 до 60 млн тонн и крупными — от 60 млн тонн.
Но с 1 января 2012 года планируется ввод новой «Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов». Она будет более приближена к мировым стандартам. В ней будет сделан больший уклон на экономическую целесообразность отработки месторождений и реальную возможность их промышленного освоения. И это, я считаю, правильно. В то же время, в соответствии с новой классификацией, мелкими будут уже считаться месторождения нефти с запасами от 1 до 3 млн тонн. А с 3 до 30 млн тонн — средними. То есть сразу станет больше средних месторождений. Это скорее политический ход. Сегодня в нераспределенном фонде недр страны крупных и уникальных месторождений практически не осталось, а вероятность открытия таких месторождений значительно уменьшается, поэтому активно вводятся в разработку мелкие месторождения, в том числе участки с менее перспективными и более трудно извлекаемыми запасами.
BG: Когда изменится методика оценки месторождений?
А. Б.: Вообще «Классификация…» должна была начать действовать с 1 января 2009 года. Но пока ее временно притормозили, потому что надо пересчитать запасы месторождений по всей стране. Кроме того, начав применять данную классификацию, мы можем получить неожиданный результат, который заставит по-другому взглянуть на нефтегазовые ресурсы регионов. Ведь одно дело, когда наша страна позиционирует себя перед зарубежными потребителями как надежный поставщик нефти и газа на много лет вперед, и другое — если вдруг неожиданно окажется, что реальных запасов углеводородного сырья в России не такое уж большое количество.
BG: Может ли после пересчета выясниться, что в Пермском крае запасов нефти не на 40–50 лет, как говорится сейчас, а лишь на десять лет, к примеру?
А. Б.: Да, может. По новой классификации возможно сокращение промышленных категорий запасов нефти и газа, в первую очередь категории С1. Может оказаться, что часть нефти месторождений края экономически нецелесообразно извлекать, потому что себестоимость добычи одной тонны будет превышать цену ее продажи.
BG: То есть ключевым моментом в новой классификации будет рентабельность добычи?
А. Б.: Да. Раньше этот показатель был несколько упущен. Больше учитывались геологические знания о структуре месторождения.
Вообще Роснедра просчитывают не экономику бизнеса нефтедобычи, а только в основном стоимость недр. У недр стоимость будет всегда. Целесообразность же добычи определяет сам недропользователь.
С 2004 по 2009 год мы провели более 50 аукционов и конкурсов на право пользования недрами. Большей частью предоставлялись мелкие (по действующей классификации) месторождения нефти. При этом часто было большое количество заявок на участие, иногда до десяти. Итоговая цена часто в разы превышала стартовую. Сейчас пыл недропользователей поубавился. Причины разные. В первую очередь потому, что многие, кто вошел в этот бизнес, увидели, что недропользование — непростая вещь. Получение участка в пользование, его доизучение, геологоразведка, обустройство месторождения, строительство скважин, увеличение нефтеотдачи нефтяного пласта, ремонт и обслуживание скважин — все эти проблемы ложатся на плечи недропользователя. Кроме того, есть проблема сбыта добытого углеводородного сырья, потому что попасть в систему магистральных нефтепроводов не так-то просто, требуется выполнить ряд дорогостоящих технических условий. В итоге может оказаться, что выполнить массу стандартных требований нашего законодательства мелкой компании в отличие от крупной бывает просто невозможно — ни технически ни экономически.
При этом рентабельность добычи нефти — вещь сиюминутная. Потому как то, что было выгодно осуществлять при мировой цене нефти $100 за баррель, при цене в $30 уже может не иметь экономической выгоды.
BG: Значит ли все это, что осваивать те месторождения, которые остались в Пермском крае, выгодно теперь лишь монополисту, а мелким компаниям соваться в нефтедобычу вообще нет резона?
А. Б.: Смотря про что говорим. В Пермском крае открыто на сегодняшний день 227 месторождений (преимущественно нефтяных), из них 170 находятся в распределенном фонде. На них приходится основная масса извлекаемых запасов нефти промышленных категорий — 468 млн тонн. То есть это не какие-то гипотетические ресурсы, это разведанная нефть.
Но есть еще нераспределенный фонд, в котором сегодня числится 57 месторождений. Они еще в советское время были разведаны, но тогда разработка их считалась экономически нецелесообразной. И сейчас часть из них мы готовы предложить недропользователям. Это месторождения с небольшими запасами — на все 57 штук приходится порядка 30 млн тонн нефти. Какие-то из этих месторождений вряд ли когда-нибудь будут разрабатываться. А примерно одну треть из них — где промышленные запасы больше 100 тыс. тонн — мы будем пытаться выставить на торги. Они могут быть интересны как раз малым нефтяным компаниям.
Наш основной недропользователь — ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» заинтересован не в этих малых месторождениях, а в новых, малоизученных, но перспективных территориях, где могут быть открыты новые месторождения нефти. Это долгий, капиталоемкий и рискованный процесс, но именно в результате открытия новых месторождений происходит воспроизводство минерально-сырьевой базы. Такие участки у нас есть. Но сегодня геологическое изучение ведется только на 15 участках. К сожалению, этого мало. Российские нефтяники ориентированы в первую очередь на добычу, а не на вложения в дорогостоящее геологическое изучение недр.
BG: В целом по России в 2009 году вложения нефтяников в геологоразведку упали на 40% примерно. А в Пермском крае?
А. Б.: В Пермском крае та же ситуация. В 2008 году компании вложили в геологоразведку 715,7 млн руб., а в 2009 — только 535,4 млн руб.
BG: Почему тогда при таких показателях план в этом году — 1,47 млрд руб.? То есть предполагается, что чуть ли не в три раза больше будет потрачено на геологоразведку.
А. Б.: Это всего лишь план, так сказать, «хотелки». Практика прошлых лет показывает, что план ни разу не исполнялся. Если он будет выполнен хотя бы на 50% — то уже хорошо. Это будет максимальная сумма вложений частным бизнесом в геологическое изучение за последнее десятилетие.
Есть надежда, что новые открытия будут. Добыча нефти в 2009 году по Пермскому краю составила чуть более12,2 млн тонн, а прирост запасов — не более 2 млн тонн. За последние шесть лет было открыто всего десять новых месторождений (все мелкие), и реального воспроизводства минерально-сырьевой базы пока нет.
Часто прирост запасов получают за счет переоценки имеющихся месторождений или переводя запасы из ресурсов низкой степени разведанности в запасы промышленной категории (применяя поправочные коэффициенты). А это — лукавство. Это к вопросу о новой классификации запасов — почему ее не торопятся вводить? А тогда будет трудно приращивать запасы на бумаге, без новых открытий. Тогда экономику месторождения предприятие не само будет просчитывать методом проб и ошибок, а государство должно будет предложить ему реальные критерии оценки, из которых сразу будет видно — экономически целесообразно работать на этом участке или нет.
В советское время страна активно занималась геологоразведкой, и наиболее перспективные территории уже освоены. Сейчас надо или уходить вглубь (осваивать более глубокие горизонты недр) или перемещаться на новые, не изученные территории (к примеру — Восточная Сибирь). Но там не развита инфраструктура. Поэтому сегодня реальный прирост запасов нефти и газа в России может быть связан только с крупными компаниями, их планами по геологоразведке.
BG: Каков примерный «порог вхождения» в бизнес по нефтедобыче?
А. Б.: Сложно сказать. Смотря что вкладывать в это понятие. Минимум — это разовая сумма, которую должен заплатить недропользователь государству по итогам аукциона.
К сожалению, в конце 2008 года была утверждена новая методика расчета стартовой цены за участок недр. Она существенно выросла. В итоге по всей стране сейчас многие аукционы признаются несостоявшимися из-за отсутствия заявок. У нас в 2009 году из девяти аукционов состоялись только три. В этом году по плану — 14 аукционов, 12 из них уже не состоялись. И это притом, что, как я уже говорил, сейчас нет того ажиотажа, с которым раньше различные компании шли в нефтедобывающую сферу. Сейчас бизнес осознал, что недропользование — это на самом деле дорогостоящая, высокоемкая с точки зрения технологий и квалификации деятельность. Думаю, в дальнейшем будут приняты какие-то изменения для корректировки стартовых платежей на аукционах.
BG: На какую сумму не состоялось аукционов?
А. Б.: Например, за десять месторождений (с запасами — 1706 тыс. тонн) стартовые платежи в сумме составляли 287 млн руб. Таким образом, в среднем начальная цена одной тонны нефти в недрах была порядка 170 руб., то есть больше $5 за тонну нефти. В то время как раньше стартовый платеж был примерно $1–2 за тонну нефти в недрах, и только по итогам аукциона цена доходила до $5.
BG: К 2011 году нефтедобывающие компании должны практически прекратить сжигать попутный газ и должны будут утилизировать его 95%. Готовятся ли к этому пермские компании?
А. Б.: Они думают об этом очень серьезно, много спрашивают, что делать. Утилизация, а не сжигание на факеле, — серьезный технологический процесс, который тоже имеет свою экономику. Поэтому выхода два — или платить установленный штраф за нарушение этого требования, или все-таки заниматься утилизацией газа. В любом случае, это дополнительная нагрузка для недропользователя.
BG: А что дороже?
А. Б.: Предприятие само будет решать для себя. Это зависит от объема попутного газа. Его может быть мало, и тогда экономически и технологически нецелесообразно будет его утилизировать. Так что, думаю, большинство мелких предприятий будут платить штрафы. «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» уже начал заниматься утилизацией, но у него остались еще месторождения со значительными запасами нефти и, соответственно, с большим объемом попутного газа.
BG: Существует «Энергетическая стратегия России — 2030». А как, по-вашему, к 2030 году может измениться нефтяная отрасль в Пермском крае? Останется ли только «ЛУКОЙЛ» и ни одной малой компании или нет?
А. Б.: А куда они денутся? На ближайшие десятилетия реальной альтернативы углеводородному сырью все равно нет. Наверняка будут изменения в технологии добычи и переработки углеводородного сырья. Сегодня средний по стране коэффициент извлечения нефти составляет 0,3–0,4 (30–40%), остальная нефть остается в недрах, так что есть, к чему стремиться. Возможно, бензин будет дороже, чем сегодня.
Но точно к 2030 году нефть у нас не закончится. Просто экономика и технология будут другими.