Об экономической оценке ресурсов нефти и газа арктического шельфа России

Величина доступных для освоения запасов и ресурсов нефти и газа акваторий составляет 58 % от начального потенциала извлекаемых ресурсов нефти

КАЛИСТ Л.В.
Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ), Россия

Нефтегазовый потенциал континентального шельфа России в нефтяном эквиваленте превышает 100 млрд. т. При этом доля морских ресурсов нефти и газа в объемах добычи и прироста запасов УВ страны пока невелика и составляет всего несколько процентов, что не соответствует потенциальным возможностям морской углеводородной базы. Разведанность морских ресурсов УВ по промышленным категориям составляет по нефти 3 %, по газу – 7 %

Главная причина низких темпов создания и развития морской нефтегазодобывающей базы страны связана с нерешенностью ключевых технических и геолого-экономических проблем.

Технические проблемы для освоения углеводородной базы арктического шельфа вообще являются определяющими.

Из-за сложной ледовой обстановки величина технически доступных и условно технически доступных для освоения запасов и локализованных ресурсов нефти и газа акваторий, т.е. тех ресурсов, технические средства и технологии для освоения которых могут быть созданы в средне- и долгосрочной перспективе, составляет 58 % от начального потенциала извлекаемых ресурсов нефти или порядка 8,0 млрд. т; газа - 52 % от его НСР или 41,5 трлн. м³. При этом реально технически доступных ресурсов УВ, для которых уже сейчас существуют необходимые технические средства и технологии, значительно меньше – 5,7 млрд. т нефти и 22,2 трлн. м³ газа.

Геолого-экономические проблемы освоения морских запасов и ресурсов УВ связаны с неопределенностью их промышленной значимости.

Оценка ресурсов на базе действующей пока классификации не позволяет иметь реальное представление об инвестиционной привлекательности нефтегазовых объектов акваторий, находящихся в различных горно-геологических и природно-климатических условиях шельфа. Некоторые из этих объектов расположены в технически недоступных зонах или являются нерентабельными для освоения, однако их запасы и ресурсы учитываются как извлекаемые. Очевидно, ответ на вопрос о промышленной значимости таких объектов может быть получен только на основе геолого-экономической оценки морских запасов и ресурсов УВ с учетом критериев и показателей вводимой с 2009 года новой Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

В этой классификации впервые даны четкие экономические критерии отнесения запасов и ресурсов УВ к промышленно значимым. Выделение промышленно значимых групп запасов и ресурсов, согласно классификации, производится на основе показателей рентабельности их освоения – чистого дисконтированного дохода и внутренней нормы рентабельности.

Согласно классификации, все запасы оцениваемых нефтегазовых объектов разделяются на промышленные, представляющие реальный или потенциальный интерес для инвесторов, и непромышленные, разработка которых нецелесообразна в текущих экономических условиях. К непромышленным относятся запасы месторождений с отрицательным чистым дисконтированным доходом (ЧДД) и внутренней нормой рентабельности (ВНР), равной нулю. Промышленные запасы в свою очередь разделяются на нормально рентабельные (10 %<ВНР<20 %) и условно рентабельные (0<ВНР<10 %), рассматриваемые как запасы второго эшелона освоения.

Дополнительно в структуре промышленных запасов целесообразно выделять еще группу высокорентабельных запасов (ВНР ? 20 %), как наиболее привлекательных для инвесторов. Выделение такой группы запасов особенно важно для акваторий, освоение запасов УВ которых связано с повышенными инвестиционными рисками.

К сожалению, в последнее время появилось мнение, что в условиях высоких цен на энергоносители все месторождения станут рентабельными для разработки, и их экономическая оценка на выработку представлений о промышленной значимости запасов оказывать влияния не будет.

Однако не следует забывать, что с ростом цен на нефть и газ существенно повышаются и стоимость материалов и оборудования, использующихся в нефтегазодобывающей промышленности. Так, по экспертным оценкам за последние 7 лет затраты на отдельные виды сейсморазведочных работ на шельфе увеличились в 4-5 раз, а на поисковое бурение в ряде регионов – на порядок.

Кроме того, шкалы налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортной пошлины (ЭП) устроены таким образом, что обеспечивают изъятие большей части ценовой ренты, возникающей в результате роста цен на нефть. Так, при цене нефти, заложенной в бюджет страны в 2007 году – 61 долл./барр. – ставка НДПИ составляла около 83,5 долл./т, а экспортной пошлины – 200 долл./т; при цене 126 долл./барр. ставка НДПИ изымается уже в объеме 187,8 долл./т, а ЭП – 508,5 долл./т.

То есть при уровне цены на нефть порядка 125 долл. барр. доля НДПИ и ЭП в цене нефти превышает 75 %.

В результате доходы нефтегазодобывающих компаний не перекрывают в полной мере инфляционный скачок цен на материалы и оборудование. Следовательно, инвестиционная привлекательность морских месторождений УВ, особенно на арктическом шельфе, не является очевидной и должна быть подтверждена геолого-экономическими расчетами.

В июле текущего года были утверждены поправки в налоговое законодательство, согласно которым, с 2009 года вводятся налоговые льготы при расчете НДПИ: вместо 9 долл./т – 15 долл./т, а также для месторождений арктического шельфа устанавливаются налоговые каникулы по НДПИ сроком на 10 лет или до достижения накопленной добычи 35 млн. т.

Следует заметить, что применение налоговых каникул для шельфовых месторождений является вынужденной мерой, т.к. действующая налоговая система не обеспечивает приемлемый уровень рентабельности освоения морских месторождений.

Рассмотрим влияние изменения цен на нефть и налоговых преференций на рентабельность освоения месторождений арктического шельфа на примере двух объектов крупностью запасов 126 млн. т и 21 млн. т.

Расчеты показывают, что с ростом цены на нефть и увеличением объема затрат рентабельность освоения этих объектов хоть и повышается, но не радикально, и величина ВНР остается в той же классификационной ячейке: для мелкого объекта – в группе условно рентабельных, для крупного– в группе нормально рентабельных запасов. При этом увеличиваются доходы как недропользователя, так и государства. Последнего – за счет изъятия ценовой ренты.

В случае применения налоговых каникул по НДПИ и коэффициентов удорожания затрат рентабельность освоения даже незначительного по запасам объекта становится существенно выше и его запасы переходят в категорию нормально рентабельных. Более крупный объект также становится более инвестиционно привлекательным, и его запасы попадают в группу высокорентабельных. Чистый дисконтированный доход недропользователя при этом также значительно возрастает.

Однако при подобных налоговых каникулах государство недополучит доход от освоения этих месторождений за счет сокращения выплат по НДПИ – в дисконтированных величинах этот доход снизится на величину от 1 до 5 млрд. долл. в расчете на один объект.

То есть в современных экономических условиях при высоких ценах на нефть и введении налоговых каникул рентабельность разработки морских запасов для инвесторов заметно повышается, вместе с тем, значимость морской углеводородной базы в связи с уменьшением налоговых поступлений для бюджета страны снижается. Поэтому особое значение приобретает проблема выбора наиболее экономически эффективных для освоения нефтегазовых объектов, способных обеспечить максимальный доход от реализации их ресурсного потенциала.