| |
return_links(1);?> |
return_links(1);?> |
return_links(); ?> |
|
| |
|
|
| |
Потенциал огромен, дело за гарантиями
|
|
| |
Появились тревожные факты, которые требуют более детального рассмотрения всего массива задач по развитию нефтегазового комплекса в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, особенно с точки зрения их ресурсного обеспечения.
|
|
| |
Евгений ГАЛИЧАНИН,
председатель подкомитета по нефтяному комплексу Государственной Думы,
д.э.н., профессор
|
|
| |
Прежде всего в сценарных условиях социально-экономического развития страны до
2010 г. Министерством экономического развития России оговорена возможность
переноса на более позднее время ввода в эксплуатацию нефтепровода Восточная
Сибирь - Тихий океан. Видимо, это связано с возможной корректировкой сроков
начала добычи нефти на месторождениях Восточной Сибири и Якутии. "Исходя из
состояния геологоразведочных и производственных работ строящаяся трубопроводная
система ВСТО в 2010 году может быть обеспечена нефтью менее чем наполовину", -
говорится в письме группы ученых и специалистов, поступившем полпреду президента
в Сибирском федеральном округе.
Низкие темпы освоения месторождений Восточной Сибири - следствие недостатков в
существующей практике подготовки прогнозных ресурсов к их промышленной
разработке. Но не только. Возникает вопрос - а насколько эти прогнозы
достоверны?
Напомню некоторые данные программы освоения углеводородных ресурсов в регионе, о
которых говорилось и пока говорится в оптимистических тонах.
Ожидается, что к 2010-му добыча нефти в Восточной Сибири и Я кути и достигнет 12
- 13 млн тонн. Начнется промышленная разработка Талаканского,
Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского месторождений. Будут организованы поставки
газового конденсата с Ковыктинского месторождения. На шельфе Сахалина должны
завершить ввод в эксплуатацию производственных объектов проектов "Сахалин-1" и
"Сахалин-2", что позволит довести суммарную добычу нефти в Сахалинской обл. до
23 млн тонн.
В дальнейшем при проведении активной государственной политики в сфере
недропользования и лицензирования недр, резком расширении геолого-разведочных
работ, развитии перерабатывающей и транспортной инфраструктуры добыча нефти в
Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (с учетом Сахалина и шельфа) к 2020-му
может быть доведена до 90 млн, а к 2030 г. - до 145 млн тонн.
Будут расширены экспортные поставки в Японию, Китай, Южную Корею, Индию,
Филиппины, другие страны ATP, a также на тихоокеанское побережье США. Кроме
того, сахалинской нефтью планируется увеличить загрузку Комсомольского НПЗ.
Поставки на Хабаровский НПЗ, вероятно, будут организованы с месторождений
Республики Саха. В настоящее время уровень загрузки производственных мощностей
Комсомольского НПЗ составляет чуть более 70%, Хабаровского - менее 60%. Доля
сырья, поставляемого на эти заводы из Западной Сибири, свыше 80 и 100%
соответственно.
Экспорт нефтепродуктов в АТР будет эффективен с НПЗ, находящихся в приграничных
районах либо недалеко от портов (Ангарск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре).
Объем экспорта при условии значительного повышения качества продукции может быть
доведен до 12 млн т в год, в том числе в Китай - до 11, 5 млн тонн. Ежегодный
экспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ) в страны АТР может достигнуть к
2015 году 1 млн тонн.
Экспорт сжиженного природного газа с месторождений Сахалина в АТР может начаться
уже в 2008 г., а к 2010-му объем добычи и поставок СПГ в рамках проекта
"Сахалин-2" может быть доведен до 9, 6 млн т, или 13, 4 млрд м3 в пересчете на
исходное вещество. После 2010 г. ожидается реализация проекта поставок сетевого
газа с Ковыктинского месторождения в Китай и Корею, а после
Национальный интерес. 2015-го может начаться экспорт с других крупнейших месторождений Восточной
Сибири и Якутии.
Сегодня уже ни один серьезный эксперт не говорит о недостаточности
энергетических ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока для развертывания
крупномасштабного сотрудничества со странами АТР, в том числе и Северо-Восточной
Азии. Споры идут о сроках освоения и масштабах необходимых инвестиций. Проблема
в том, что огромный потенциал энергоресурсов этого региона пока еще мало
обследован. Так, начальные суммарные ресурсы газа суши Восточной Сибири и
Дальнего Востока составляют 44, 9 трлн м3, а морского шельфа - 15 трлн м3. Но
это всего лишь общая оценка, а детально разведано только 8, 6% для суши и 5, 8%
для шельфа.
При этом общая оценка запасов углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока
представлена весьма широким диапазоном значений различной достоверности.
Используются преимущественно оценки, относящиеся к категориям запасов С± + С2 со
степенью подтверждаемое(tm) 50% и менее. Надо принимать во внимание и так
называемый коэффициент корпоративной необъективности геологов, заинтересованных
в привлечении средств для уточнения своих оценок: чем она выше, тем больше
потенциальная заинтересованность инвесторов или кредиторов.
Согласно расчетам специалистов Минприроды России интенсивное ведение
геолого-разведочных работ позволит обеспечить длительную и стабильную добычу
нефти в Восточной Сибири к 2020-2025 гг. на уровне 80 млн тонн. Однако подобные
расчеты, как и всякие оценки крупных, сложно построенных геологических
территорий, содержат много гипотетических элементов. Уже только это не может
дать стопроцентной гарантии указанного уровня.
Очень важный критерий значительности геологической провинции по запасам
углеводородов - открытие крупных и гигантских месторождений на начальных стадиях
освоения регионов. Например, после получения первого промышленного притока газа
на Березовском месторождении основные нефтяные гиганты Приобья были открыты в
течение десяти лет. Что касается Восточной Сибири и Дальнего Востока, то после
открьпия Марковского месторождения в Иркутской обл. более чем за 40 лет
геолого-разведочных работ из относительно крупных месторождений добавились лишь
Талаканское с максимумом возможного выхода на 4-6 млн т нефти в год к 2014-2015
гг., а также Верхиечонское с 6-8 млн т и неясными пока временными перспективами
промышленного освоения.
На имеющуюся серьезную неопределенность относительно запасов нефти в регионах
Восточной Сибири и Дальнего Востока указывает и большой разброс оценок различных
компаний и научных организаций. Характерно, что прогнозы компаний-инвесторов
более осторожны и предполагают уровень добычи нефти к 2020 г. в полтора раза
ниже прогноза Минприроды России и Института нефтегазовой геологии и геофизики
Сибирского отделения РАН (ИГНГО СО РАН).
Наконец, по оценкам Минприроды, суммарные инвестиции недропользователей в
геолого-разведочные работы, добычу и промысловую инфраструктуру составят 90-100
млрд долларов. При этом государство готово профинансировать лишь долю
инвестиций, не превышающую 10%. Оставшиеся средства требуется вложить компаниям,
однако существующее законодательство этого пока активно не стимулирует. В
частности, по мнению президента Сургутнефтегаза Владимира Богданова,
"действующая система налогообложения вместе с предполагаемыми транспортными
тарифами не позволяет компаниям достичь порога рентабельности при разработке
месторождений Востока".
Глава Минприроды Юрий Трутнев в докладе Президенту России еще в 2005 г. сообщил,
что "в Восточной Сибири лицензированы 38 участков недр", а уровень "инвестиций в
рамках программы составил 1, 2 млрд руб.". Отметим, что названная сумма на
порядки отличается от необходимого объема финансирования. Это со всей
очевидностью свидетельствует, что очередей за восточными лицензиями нет, да и
первые аукционы Минприроды ажиотажа не вызвали. Обращает на себя внимание и
другое важное замечание, сделанное в том же докладе министра: "В связи с
увеличением общих расходов на геологоразведку мы увеличили инвестиции в
Восточную Сибирь. Это позволит к 2011 году выйти на 30 млн тонн нефти в год".
Каким образом рост указанных капиталовложений реально обеспечит выход на такой
уровень нефтедобычи - остается без объяснений.
Можно сделать вывод: основания для беспокойства по поводу сроков освоения
углеводородных ресурсов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке имеются. Что в
связи с этим уже сделано и что еще необходимо сделать?
В частности, Государственной Думой были приняты поправки в Налоговый кодекс,
снижающие налоговое бремя для месторождений Восточной Сибири. Механизм изменения
в расчете НДПИ действует с 1 января 2007 года.
Срок вывода месторождения на промышленные объемы добычи продукции с момента
утверждения запасов обычно составляет от 5 до 10 лет. Это необходимо учитывать
при планировании временных рамок осуществления проектов. Разработана схема
дифференциации НДПИ с учетом этого фактора.
Важный момент - наращивание мощностей трубопроводного транспорта, особенно в
районах Восточной Сибири, где он практически не развит.
Действующая система правового регулирования в сфере трубопроводного транспорта
представляет собой большой объем разноуровневых нормативно-правовых актов,
регулирующих отдельные аспекты отношений. Всего действует более 600 документов,
начиная от базовых законов "О естественных монополиях", "О газоснабжении в
Российской Федерации" и заканчивая ведомственными приказами и инструкциями.
Следует отметить фрагментарный характер существующих норм, отсутствие внутренней
логической связи между ними. Иными словами, весь огромный объем документов не
может быть охарактеризован как полноправная система правового регулирования.
Сложной остается ситуация с техническими регламентами. Давно разработанный
регламент "О безопасности магистрального трубопроводного транспорта,
внутрипромысловых и местных распределительных трубопроводов" по разным причинам
до настоящего времени так и не принят.
Восполнить пробелы, согласовать между собой разнородные нормы, связанные с
доступом, регулированием тарифов, требованиями к структуре магистрального
трубопровода и др., может и должен специальный закон о трубопроводном
транспорте. Законопроект практически подготовлен ко второму чтению. Остановимся
на некоторых ключевых моментах.
В частности, строительство новых и реконструкция действующих участков
трубопровода требует мобилизации значительных средств. При этом возможны
различные схемы организации финансирования работ, условия привлечения инвестиции
эксплуатирующими организациями или собственниками трубопроводных систем.
Предлагается установить, что развитие магистрального трубопроводного транспорта
может осуществляться за счет государственных и частных капитальных вложений.
Соответственно магистральные трубопроводы могут находиться в государственной,
частной и иных формах собственности.
Новый подход, обсуждавшийся на заседании рабочей группы, связан с введением
определенных рамок в отношении частной инициативы в строительстве трубопроводов.
Предлагается установить, что строительство новых и реконструкция действующих
трубопроводов должны осуществляться в рамках утверждаемых Правительством РФ
генеральных схем развития. Предполагается, что эта мера "дисциплинирует"
инвестиционный процесс, придаст расходованию средств целесообразный характер.
Очень важный момент - отказ от фиксирования обязательных долей участия
государства в уставном капитале организаций - собственников магистральных
трубопроводов. По нашему мнению, эта мера будет способствовать повышению деловой
активности в развитии трубопроводных систем.
При этом исходим из того, что в отношении газопроводов соответствующая норма уже
установлена законом "О газоснабжении в Российской Федерации", а гарантии
соблюдения государственных интересов обеспечиваются запретом на отчуждение
акций, находящихся в собственности РФ, не иначе как на основании специально
принимаемого федерального закона.
Законопроектом разграничены понятия собственника и эксплуатирующей организации,
что позволило более четко определить пределы ответственности участников процесса
транспортировки.
Вопросам доступа к трубопроводу посвящена специальная глава. Основной принцип -
доступ получает производитель продукции. Право доступа предоставляется по
договору и может быть переуступлено при продаже определенного объема. При
ограниченной технической возможности прокачки включается принцип
пропорциональности. В настоящее время законодательное регулирование здесь носит
ограниченный характер.
Законопроектом предусмотрены случаи предоставления преимущественного права
доступа в соответствии с вступившими в силу международными договорами,
соглашениями при поставках продукции по регулируемым ценам, в том числе для
коммунальных и бытовых нужд.
Также предоставлены льготы инвесторам, осуществившим капитальные вложения в
развитие соответствующего магистрального трубопровода.
Тарифы на прокачку или их предельный уровень утверждаются уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти. Методы расчета тарифов должны
учитывать совершенные инвестиции в строительство или приобретение объектов
систем магистрального транспорта. Предусматривается возмещение капитальных
вложений инвестору собственником магистрального трубопровода.
Одним из решений вопросов стандарта качества транспортируемой продукции видится
банк качества как механизм, компенсирующий различия в качестве сдаваемой на
перекачку продукции. Принятие закона будет способствовать дальнейшему развитию трубопроводного
транспорта в России на современных рыночных условиях.
Предлагаемые изменения в расчете НДПИ
В базовую формулу вводится Кв - коэффициент выработанности месторождения, и тогда она выглядит:
Кц = Кв(Ц-9)хР/261,
где: Кв = О, если степень выработанности меньше 0, 2 или
срок эксплуатации месторождения с момента сдачи первой тонны нефти на узле учета
не более 7 лет; Кв = 1, если степень выработанности больше 0, 2, но меньше 0, 8;
если степень выработанности больше 0, 8, то Кв рассчитывается по формуле: Кв =
1, 7 - Св.
Примечания. Св - степень выработанности, определяется самостоятельно по формуле:
Св = N/Кин х Z, где Z - начальные геологические запасы; N - накопленная добыча;
Кин - справочный коэффициент извлечения нефти.
Устанавливается нулевая ставка НДПИ для новых месторождений с момента сдачи
первой тонны нефти на 7 лет или до достижения 20% степени выработанности
месторождения. Под новыми месторождениями понимаются месторождения на всей
территории РФ, за исключением континентального шельфа, и где значение
выработанности от начальных геологических запасов меньше 5%.
|
|
| |
|
|
| |
|
|
|
|
