Новый налог для старых месторождений

Несмотря на то что Западная Сибирь и сегодня является регионом с максимальными показателями добычи и прироста запасов нефти и газа, в последние годы рост производства нефти в этом регионе прекратился, наблюдается тенденция к его снижению. Такая ситуация характерна и для компании "Салым Петролеум Девелопмент" (СПД), совместного предприятия Shell и "Газпром нефти", работающего в Ханты-Мансийском автономном округе — Югре.

В конце марта СПД запустила на Западно-Салымском месторождении пилотный проект, нацеленный на повышение нефтеотдачи. В случае успеха и применения новой технологии в промышленном масштабе "Салым Петролеум" надеется нарастить темпы добычи и получить в течение десяти лет дополнительные 25-30 млн тонн нефти. Генеральный директор "Салым Петролеум Девелопмент" АЛЕКСЕЙ ГОВЗИЧ рассказал "Ъ" о пилотном проекте и первых достижениях в реализации обновленной стратегии компании.

— В прошлом году стратегия компании "Салым Петролеум" пересмотрена и обновлена. Она предусматривает работу по четырем основным направлениям: безопасность, добыча, эффективность и реализация проектов. Сегодня мы другая компания в сравнении с той, которой были пару лет назад. Мы меняемся, динамично решая производственные задачи, которые затрагивают и разработку месторождений, и состояние инфраструктуры, а также процесс принятия и согласования решений.

Мы продолжаем уделять большое внимание вопросам промышленной безопасности и охраны труда, но несколько пересмотрели наш подход к производственной культуре. Теперь он основан на личных обязательствах и личном отношении к безопасности. Мы стараемся больше воздействовать на эмоции на персональном уровне и уже добились определенных результатов. По показателю частоты происшествий с временной потерей трудоспособности мы сейчас находимся на таком уровне, на котором не были уже более пяти лет.

Несмотря на неблагоприятную ценовую конъюнктуру на мировом рынке и действующие в отношении России санкции, у нас довольно амбициозный целевой показатель добычи — 7 млн тонн нефти в год к 2020 году. Здесь мы работаем сразу по нескольким направлениям. Во-первых, это комплексное управление добычей, оптимизация работы скважин и наземной инфраструктуры. СПД пересмотрела подходы к применению нефтепромысловой химии, усовершенствовала работу системы поддержания пластового давления, оптимизировала процесс смены электроцентробежных насосов. Мы также впервые в истории компании серийно внедрили такие технологии бурения, как боковые стволы и горизонтальные скважины. Несмотря на многие инфраструктурные сложности, нам удалось сохранить коэффициент эксплуатации оборудования на высочайшем уровне — более 97%. Нам удалось развернуть тренд добычи. В целом в 2015 году мы перевыполнили годовой план по добыче и в полтора раза сократили темпы падения базовой добычи. С этого года мы выходим в рост, что очень несвойственно для месторождений на третьем-четвертом этапе разработки. Во-вторых, мы начали активную работу с ресурсной базой Салымской группы месторождений, в рамках которой приращиваем новые запасы. Так, "Салым Петролеум" завершила разработку пятилетней стратегии по геологоразведке. Мы выявили 23 области для проведения геологоразведочных работ. Совместно с акционерами СПД подготовлена экономическая модель по разработке низкопроницаемых пластов ачимовской свиты. Наконец, более детально стали работать над расширением географии деятельности компании и увеличением портфеля активов.

Новая стратегия "Салым Петролеум" требует от нефтепромысла нового уровня развития. Поэтому мы провели тщательную техническую оценку состояния всех объектов существующей инфраструктуры, подготовили план по ее приведению на должный уровень с точки зрения безопасности и технического состояния. В рамках этого плана во второй половине 2015 года были разработаны целевые программы. Так, реализуя программу по развитию промысловой инфраструктуры, СПД построила новые лупинги и модернизировала мультифазную насосную станцию на Верхнесалымском месторождении. Компания полностью реализовала программу по управлению заводнением, запустила в эксплуатацию третью блочную насосную кустовую станцию и дополнительные высоконапорные водозаборные скважины. Кроме того, "Салым Петролеум" закончила строительство установки термического обезвреживания отходов "Турмалин".

Более того, в 2015 году компания провела большую подготовительную работу по строительству дополнительных мощностей по предварительному обезвоживанию нефти. На Верхнесалымском месторождении мы строим установку предварительного сброса воды, которая позволит разгрузить существующие инфраструктурные ограничения за счет снижения объема перекачиваемой жидкости. Схожее технологическое решение для сброса воды из нефтяного потока нами реализовывается и на Западно-Салымском месторождении.

СПД значительно ускорила реализацию проекта "Снежная" по модернизации энергетической инфраструктуры. Так, мы начали реконструкцию наших подстанций "Эвихон" и "Западно-Салымская". Одновременно с этим наши объекты были зарегистрированы для выхода на оптовый рынок электроэнергетики. С начала 2016 года мы уже закупаем электроэнергию и мощности на свободном рынке, тем самым существенно снижая затраты на энергоресурсы.

В "Салым Петролеум Девелопмент" сделан акцент на внедрение передовой практики проектного управления: ведется четкий контроль над каждой фазой реализации того или иного проекта, существует жесткий график ее выполнения. Мы отошли от практики сдвигать сроки, сам процесс принятия и согласования решений стал более прозрачным и понятным всей команде. Я ориентирую коллектив на менталитет ответственного собственника: если ты что-то пообещал — сделай. В СПД стало больше личной ответственности, а следовательно, люди стали больше гордиться своей работой.

В октябре прошлого года мы быстро и эффективно провели плановую полную остановку месторождения на 36 часов при плане в 48 часов, уменьшив прогнозируемый недобор нефти на 40%. К обновлению оборудования было привлечено больше 1 тыс. человек персонала, и у каждого из них был свой участок работы, каждый знал по минутам и секундам, что нужно делать. Повторю, сегодня "Салым Петролеум" — быстро принимающая решения компания. Повышая эффективность, мы не останавливаемся на достигнутых результатах. В частности, СПД продолжает активно внедрять систему постоянных улучшений: любой сотрудник "Салым Петролеум" может прислать предложения о том, как улучшить маленький или большой процесс, происходящий в компании и нацеленный на повышение эффективности, работоспособности и безопасности.

— Внедрение технологии АСП на Салымской группе месторождений — уникальный для Российской Федерации эксперимент, открывающий новую страницу в истории отечественной нефтедобычи. Наша компания первой в стране реализует метод увеличения нефтеотдачи, который позволяет добывать из недр дополнительно до 30% оставшейся в резервуаре нефти. Я уверен, что данная технология позволит более рационально разрабатывать десятки месторождений Западной Сибири. Более того, она поможет внести существенный вклад в социально-экономическое развитие региона и страны в целом, генерируя дополнительные выплаты в бюджет, создавая новые рабочие места, давая мощный импульс развитию бизнеса, в том числе нефтехимии, нефтесервиса и машиностроения.

Эта технология даст второе дыхание месторождениям Западной Сибири. Сегодня при традиционных способах добычи около 60% нефти остается в резервуаре, а новая технология способна увеличить нефтеотдачу в два раза. Суть инновации заключается в том, чтобы закачивать в пласт не воду, а специально подобранную для каждого месторождения смесь АСП — анионное поверхностно-активное вещество, сода и полимер. Эта смесь меняет физико-химические свойства нефти, разбивает застрявшие в породе капли нефти на мелкие части и выбивает их на поверхность.

Мы запустили пилотный проект на своем Западно-Салымском месторождении: ввели в строй ключевой объект инфраструктуры — установку смешения компонентов АСП. В рамках проекта запланированы закачка раствора АСП в ограниченную ячейку скважин и оценка эффекта применения этой технологии посредством замеров. Цель пилотного проекта — снять основные технологические и геолого-геофизические риски технологии для уверенного масштабирования технологии на основные пласты Западно-Салымского месторождения и дополнительной добычи до 30 млн тонн нефти. В масштабах Ханты-Мансийского автономного округа — это, по оценкам экспертов, 2,4 млрд тонн в течение 15 лет.

Мы работали над этой технологией при участии обоих акционеров с 2008 года. У Shell есть опыт применения этой технологии на месторождениях в Китае, Омане и Канаде. В России мы являемся пионерами по применению этой технологии. Аналогов нашему проекту по предполагаемому масштабу использования метода и ожидаемому эффекту пока нет.

Единственная сложность применения технологии — существующий в Российской Федерации налоговый режим. Применение технологии АСП является более дорогостоящим по сравнению с традиционными методами нефтедобычи. Дополнительные затраты на извлечение одной тонны нефти при использовании технологии АСП ожидаются в районе 5-9 тыс. руб. Дальнейшее снижение расходов определяется эффективностью механизма вытеснения остаточной нефти, локализацией производства ключевых химических компонентов, улучшением существующей инфраструктуры.

В настоящее время в компании активно работают над оптимизацией затрат, совершенствованием существующей инфраструктуры месторождения. Мы ведем поиски российских поставщиков химической продукции, на которую приходятся основные затраты. Запустили специальную программу "РусПав" по поиску в России поставщиков поверхностно-активных веществ, чтобы снизить затраты в рамках проекта АСП и заместить зарубежные поставки российскими. Нам потребуются большие объемы поверхностно-активных веществ: до 50 тыс. тонн в год в случае выхода проекта АСП на промышленный уровень. На отечественном рынке не так много игроков, которые могут поставлять химическую продукцию в таких объемах. Наш иностранный акционер концерн Shell обещает помочь нашим поставщикам своей экспертизой.

Кроме того, мы надеемся и на помощь государства. Изменение налогового режима для этого инновационного проекта нужно как воздух. Если власти не пойдут навстречу, промышленного применения новая технология может так и не найти. Оптимизации расходов одной конкретной нефтяной компании недостаточно. Без встречного движения со стороны государства в области нового налогового законодательства проект не будет рентабельным.

— В существующих реалиях при цене $40 за баррель после вычета экспортной пошлины, НДПИ, транспортного налога у нас остается $15 за баррель. Совокупные же затраты в этом проекте составляют $25 за баррель. Таким образом, при текущей налоговой системе применение технологии является убыточным, тогда как при налогообложении, основанном на обложении прибыли, этот проект приносил бы существенную отдачу.

Главный вопрос — найти устраивающее обе стороны, нас и государство, распределение создаваемой в ходе реализации проекта добавочной стоимости. Такое распределение, которое каждый будет считать справедливым.

Как я уже отметил, в существующей налоговой системе государство забирает всю прибыль от реализации подобного проекта, а доход компании уходит в минус. Одна из возможных опций — применение налога на финансовый результат (НФР). Применение НФР также позволяет ввести в разработку другие категории запасов, разработка которых нерентабельна при существующем режиме. Но при внедрении технологии АСП предлагаемая модель НФР недостаточно стимулирует недропользователей. При такой конструкции налоговой системы уровень дохода компании от реализации таких проектов вдвое ниже общепринятого в отрасли значения. Поэтому применение НФР требует дополнительной совместной проработки деталей, которая позволит прийти к варианту, приемлемому как для государства, так и для недропользователя.

Наиболее оптимальный способ разделения добавочной стоимости — адресное предоставление вычета специализированных затрат — капитальных затрат и операционных затрат — из НДПИ. Эти вычеты будут осуществляться после того, как будет получена дополнительная нефть на проекте. Прозрачное администрирование данной льготы может быть обеспечено тем, что она будет предоставляться только выработанным месторождениям с определенным показателем обводненности фонда. Плюс компания получит вычет только в том случае, если технология даст дополнительную добычу. То есть при такой схеме компания будет нести существенные риски в случае, если применение инновационного решения не окажется успешным. Эта конструкция вычетов минимизирует риск бюджетных потерь и требует реальной отдачи от применения третичных МУН на проблемных участках недр.

Мы видим, что в этом вопросе государство идет нам навстречу, удается строить конструктивный диалог со всеми заинтересованными ведомствами. Но, к сожалению, не такими темпами, на которые мы рассчитывали. Я надеюсь, что в течение этого года мы придем к решению, которое позволит применять новые методы и в то же время приносить дополнительные деньги от реализации проекта в казну. Увы, в условиях существующей системы налогообложения проект продолжения иметь не будет. Но такой сценарий не нужен ни нам, ни государству. Очевидно, что этот проект — будущее для Западной Сибири и для российской нефтедобычи в целом.