К
азахстанская нефть - трудная нефть. Залегает она глубоко - под солевыми слоями, в чересполосице геологических пластов, а на шельфе Каспийского моря - под слоем воды. Перенасыщена серой и парафином. После добычи ее необходимо еще доставить за несколько тысяч километров. Тем не менее темпы объемов добычи нефти в Казахстане растут: планируется извлекать свыше 100 млн тонн ежегодно в 2010 году и до 180 млн тонн в 2015 году. Это составит всего 3% от прогнозируемого мирового объема добычи в 2015 году. Однако каспийская нефть расположена между двумя крупнейшими рынками сбыта - Европой и Китаем - и примерно посередине между двумя крупными поставщиками нефти - Россией и странами Ближнего Востока. Поэтому, говоря о большой каспийской нефти, необходимо в первую очередь обсуждать тему именно в этом контексте.
Что у нас есть
Сегодня стратегия государства в области разработки нефтяных месторождений заключается в увеличении объемов добычи каспийской нефти по мере падения мощностей месторождений на суше, с тем, чтобы обеспечить стабильную годовую добычу до 180 млн тонн в течение нескольких десятилетий.
Стратегия базируется на наличии подтвержденных извлекаемых запасов категорий "А", "B" и "C" около 5 млрд тонн, уже распределенных среди недропользователей. Есть еще запасы нефти категории "Д" объемом до 10 млрд тонн, которые необходимо доразведать. Они вместе с подтвержденными запасами составляют больше 10% мировых запасов. Международный институт стратегических исследований в Лондоне дает общую оценку запасов нефти в Казахстане в 32 млрд тонн. Правда, служба геологической разведки США называет гораздо более скромные цифры - около 8,5 млрд тонн нефти.
Геологи утверждают, что потенциально нефтеносными являются более 60% территории Казахстана. Обнаружены признаки углеводородных месторождений даже на севере страны, что неудивительно - сегодня в Карагандинской области уже ведется промышленная добыча нефти.
Свыше 90% подтвержденных извлекаемых запасов приходятся на долю трех проектов: Тенгизшевройл (1,44 млрд тонн), Карачаганак (1,2 млрд тонн) и Кашаган (1,65 млрд тонн). Добывать нефть из больших месторождений очень выгодно - например, себестоимость добычи в Тенгизе сопоставима с себестоимостью добычи в районе Персидского залива.
Если же рассматривать распределение запасов нефти с учетом принадлежности долей в проектах (например, Казахстану принадлежит 20% в проекте ТШО), то получается, что на сегодня большая часть нефтяных запасов Казахстана принадлежит компаниям США, Великобритании и Канады (около 54%, см. график). На долю собственно Казахстана приходится 16% разведанных запасов.
Однако если Казахстан выкупит долю в проекте Кашаган, его доля заметно вырастет, а при плановом освоении российскими компаниями совместно с НК "КазМунайГаз" блоков "Курмангазы", "Тюб-Караган", "Аташ" и др. возрастет более значительно, так же, как и доля России.
Путь на рынок
Традиционными рынками сбыта казахстанской нефти являются Европа и Юго-Восточная Азия. Однако при увеличении объемов экспорта на эти рынки Казахстан может столкнуться с рядом серьезных проблем.
Европейский рынок - стабильный и растущий, кроме того, запасы североморской нефти постепенно сокращаются, и норвежское "черное золото" может быть постепенно замещено каспийским. Российская конкурирующая нефть объемом до 40 млн тонн в год может появиться в Европе в случае успешной разработки Тимано-Печорского бассейна. Важным конкурентом является также Ирак, который при успешной экономической и политической послевоенной стабилизации может легко утроить экспорт нефти до 150 млн тонн в год на уже существующих мощностях, и Азербайджан. Правда, у азербайджанских проектов в последнее время возникают проблемы как с успешностью разведки, так и с условиями транспортировки.
В то же время конечная себестоимость казахстанской нефти с суши, с учетом разведки, добычи и транспортировки, но без налогов, о которых будет отдельный разговор, после доставки в европейские порты составляет от 47 до 75 долларов за тонну. Себестоимость нефти с шельфа - около 100 долларов за тонну. К производственным издержкам по добыче нефти на шельфе Каспия надо добавить затраты на ее транспортировку и транзит, существенно более высокие для Казахстана из-за сложности маршрутов, чем в конкурирующих регионах. Затраты на транспортировку казахстанской нефти до пунктов реализации составляют от 23 до 31 доллара за тонну.
Если предположить минимальную рентабельность 10%, а также соотношение экспортной стоимости казахстанской нефти 0,75-0,90 от мировой цены на нефть "brent", минимальная мировая цена, при которой каспийская нефть будет конкурентоспособной в зависимости от маршрута транспортировки, должна составлять 120-140 долл./тонна (или менее 20 долларов за баррель).
У большинства конкурирующих регионов, с учетом более низких транспортных расходов, минимальная мировая цена, обеспечивающая достаточную рентабельность добычи, существенно ниже. И здесь появляется первая проблема - если мировые цены на нефть упадут ниже 20 долларов за баррель, каспийская нефть может оказаться неконкурентоспособной на европейском рынке. На сегодняшний день основное "оружие" конкурентной борьбы - нефтепровод КТК. Не случайно именно со стороны Казахстана постоянно появляются инициативы по дальнейшему увеличению его пропускных мощностей. Вместе с тем, пытаясь диверсифицировать экспортные направления, Казахстан принимает участие в проекте Баку-Тбилиси-Джейхан.
Однако пока данный проект носит больше политический, нежели экономический характер, поскольку на первом этапе предполагается транспортировка 5 млн тонн танкерами до Баку. Учитывая все возрастающие объемы добычи (только в этом году около 59,5 млн тонн), это лишь "капля в море". И вряд ли объемы перевозок по морю могут существенно возрасти. Решить проблему мог бы трубопровод по дну Каспия из Атырау в Баку. Однако против этого категорически возражает Россия, мотивируя свою позицию экологической и сейсмологической ситуацией на Каспии. Более перспективным представляется путь на европейские рынки при участии в Балтийском трубопроводном консорциуме. Более того, президент России Владимир Путин предложил Казахстану принять участие в его строительстве и эксплуатации. Однако и здесь есть свои нюансы. А именно квоты "Транснефти", которая будет осуществлять прокачку казахстанской нефти по территории России и, соответственно, диктовать свои условия.
В то же время рынок стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), в первую очередь китайский, растет в несколько раз динамичнее европейского. Однако на этом направлении важную роль играет ситуация в приграничном Синьцзян-Уйгурском автономном районе (СУАР) Китая. В СУАР тоже добывают нефть, но ее катастрофически не хватает - ежегодный прогнозный дефицит оценивается в 20 млн тонн. Именно на удовлетворение этого спроса и рассчитан казахстанско-китайский нефтепровод с возможностью последующего расширения объемов транспортировки до 40-50 млн тонн нефти.
Поэтому нефтепровод Западный Казахстан-Китай, несмотря на значительную протяженность (почти 2800 км), в принципе экономически окупаем, причем инфраструктуры для доставки конкурирующей ближневосточной нефти в СУАР просто нет, а российский проект трубопровода Ангарск-Дацин после "дела ЮКОСа" "завис". Проект же Атасу-Алашанькоу, напротив, начал набирать обороты. По информации управляющего директора компании "КазМунайГаз" по транспортной инфраструктуре и сервисным проектам Каиргельды Кабылдина, в январе этого года должны быть получены первые 97 км труб (15 км уже на месте строительства) и с марта, с наступлением благоприятных погодных условий, начнется их укладка.
Исходя из этого, очевидно, что на западноевропейском рынке казахстанскую шельфовую нефть ожидает жесткая конкуренция, в том числе ценовая, и избыток совокупного предложения может легко обрушить рынок. С другой стороны, азиатское направление более перспективно по объему и структуре спроса.
Где взять деньги
Активное привлечение иностранных инвесторов неизбежно, поскольку для освоения казахстанской нефти на суше и на шельфе необходимо ежегодно привлекать около 10 млрд долларов инвестиций.
Совокупные ежегодные мировые инвестиции в нефтедобычу прогнозируются от 70 до 100 млрд долларов. Привлекать более 10% мировых инвестиций, чтобы обеспечивать всего 3% мировой добычи, Казахстану при большей сравнительной себестоимости добычи и доставки будет достаточно тяжело. Поэтому следует ожидать, что основным фактором, потенциально сдерживающим развитие отрасли, может стать именно глобальная конкуренция за инвестиционные ресурсы. Запуск многих проектов, подобно разработке Кашагана, будет затягиваться.
Между тем в 2004 году инвесторы постоянно отмечали ужесточение в Казахстане инвестиционного и налогового климата. Внедрена новая схема налогообложения доходов нефтяных компаний. Новый уровень налоговой нагрузки по отношению к чистой прибыли составил 60-85% при прежних показателях в 25-30%. Новые правила налогообложения резко повысили уровень нагрузки примерно до 50 долларов на тонну и выше, в зависимости от рыночных цен.
С 1 января 2004 года Налоговым кодексом Казахстана предусмотрены две модели налогообложения для недропользователей. Модель "Налоги+роялти" предусматривала введение рентного налога на экспортируемую нефть, налога на сверхприбыль недропользователя и отсутствие стабильности налоговых условий. Модель "Соглашения о разделе продукции" (СРП) предусматривала выплату роялти и минимальную натуральную долю РК в общем объеме добытой нефти на уровне 20% в период эксплуатации до срока окупаемости вложений инвесторов и 60% после достижения точки окупаемости.
Однако инвесторы взяли длительную паузу в подписании новых контрактов (за весь прошлый год не было заключено ни одного нового договора). В этой связи очень показательны сомнения, высказываемые российскими нефтяниками, в частности главой "Роснефти" (российский партнер КМГ по разработке блока "Курмангазы") Сергеем Богданчиковым, по поводу уровня эффективности добычи нефти на каспийском шельфе при новых условиях налогообложения.
В результате, Казахстан был вынужден смягчить свою позицию. С 1 января 2005 года внесены поправки в модель "Налоги+роялти" в сторону снижения налога на сверхприбыль, в модели СРП отменили уплату роялти и изменили доли РК с 20/60 на 10/40.
"Инвесторов всегда привлекает стабильность, а сегодня ситуация с законом говорит скорее о нестабильности", - считает главный специалист по нефтегазовым проектам румынской нефтяной компании "Петром" Байкен Жакупов.
В 2005 году диалог между правительством и инвесторами продолжится. Скорее всего, речь пойдет о дальнейшем смягчении налогового режима, проблемах экологии, качестве инвестиционных программ. Для контрактов в режиме СРП, скорее всего, начнется поиск механизмов обеспечения более индивидуального подхода к проектам в зависимости от технико-экономических показателей, уровня запасов и типа месторождения. Крайним вариантом такого подхода будет возврат к договорной системе по каждому проекту СРП отдельно.
Также для нефтяников очень важна налоговая стабильность - так называемая "дедушкина оговорка", согласно которой невозможно изменение условий контрактов принимающей страной задним числом. Кроме того, совершенно очевидно, что пока не будет налоговой стабильности по модели "Налоги+роялти", бизнес сохранит предельную осторожность в инвестиционных решениях.
Внутренний резерв
В мире сложилось несколько моделей взаимодействия государства и нефтяного бизнеса. По одной из них, добыча нефти контролируется государством, как, например, в странах Персидского залива. В 70-х годах прошлого века арабы, пользуясь политическим и военным прикрытием СССР, национализировали нефтедобывающий сектор экономики, ранее развитый иностранными западными компаниями. Во второй модели государство предпочитает получить у нефтяных компаний большой первоначальный взнос-бонус до разработки месторождения и далее - сравнительно небольшие роялти и налоговые платежи. В третьей модели государство основные доходы получает в форме высоких роялти и различных налогов, в том числе рентных, и соглашений о разделе продукции уже после начала добычи нефти.
Очевидно, что по мере прояснения реальной ситуации с запасами, проведения подробной разведки, роста инфраструктуры нефтедобывающих регионов (производство нефтяного оборудования, транспортные коммуникации, подготовка кадров и т.д.), а самое главное, с укреплением финансового положения государства, Казахстан постепенно двигается в сторону третьей модели. Правительство будет делать больший акцент на получение роялти и текущих налогов, экологичность, импортозамещение, рост переработки нефти и газа, участие в проектах национальной нефтегазовой компании.
Между тем в Казахстане наблюдается избыток незадействованных инвестиционных средств. Многие банкиры жалуются на дефицит инвестиционных проектов. Средства накоплены в пенсионных фондах, в результате амнистии капитала, привлечения депозитов населения. Речь идет о нескольких миллиардах в долларовом эквиваленте. То есть мы имеем классическую экономическую ситуацию: в наличии есть фактор земли (месторождения), фактор капитала (свободные инвестиционные средства), фактор свободной рабочей силы. Однако они не могут соединиться - не хватает, грубо говоря, "мозга" - фактора предпринимательской инициативы. Совершенно ясно, что очень многие казахстанские бизнесмены не откажутся от заманчивой перспективы иметь одну-другую нефтяную скважину. Надо только создать для них необходимые условия - "нарезать" мелкие месторождения меньшими кусками на подходящих местах, сделать облегченными условия налогообложения для освоения средним и крупным отечественным бизнесом малодебитных мелких скважин. Например, большая часть нефти в США добывается небольшими компаниями с двумя-тремя скважинами в эксплуатации с минимальным уровнем налогообложения.
А пока безоблачному нефтяному будущему Казахстана может помешать многое: жесткая конкуренция со стороны ближневосточных поставщиков (в первую очередь Ирака), России, Азербайджана, ценовые потрясения на рынке, международная конкуренция за инвестиционные ресурсы, экологические риски. Однако в случае активной и гибкой позиции государства, благоприятной рыночной конъюнктуры отрасль действительно может стать локомотивом экономического роста.
