Лед и пряник

Павел Прохоров
23 сентября 2013, 00:00

Российские власти намерены стимулировать разработку нефтегазовых месторождений на шельфе Арктики посредством долгосрочных налоговых преференций. Тем самым создаются условия для повышения рентабельности проектов и привлечения в них иностранных инвесторов

Фото: gazprom.ru
Постройка платформы для Приразломного длилась одиннадцать лет

Принятая в феврале 2013 года стратегия развития арктической зоны Российской Федерации признает значение нефтегазовой отрасли как локомотиву экономического развития Севера. Пример соседней Норвегии убедительно показывает, что превращение Баренцева моря в новую добычную провинцию не только предотвратило отток населения из северных регионов, но и значительно развило местную промышленность (см. «Белоснежка умылась», «Эксперт Северо-Запад» №17-18 (415)/11 мая 2009). Сегодня Норвегия обходит другие полярные страны в нефтегазовой гонке, но Россия постепенно накапливает опыт освоения северных морей. Правительство намерено поддержать проекты «Газпрома» и «Роснефти» и подготовило изменения в действующий Налоговый кодекс. Благодаря новациям госкомпании смогут рассчитывать на преференции и неизменность фискального режима в течение длительного времени, что поспособствует привлечению иностранных инвестиций. Но для масштабной добычи углеводородного сырья на шельфе потребуются, кроме того, серьезная модернизация судостроения и наращивание объемов геологоразведки.

Сын ошибок трудных

Выступая на прошедшей в Петербурге конференции RAO/CIS Offshore 2013, зампред правления «Газпрома» Валерий Голубев назвал свою компанию «одной из самых подготовленных в мире для работы в сложных арктических условиях». «Газпром» имеет опыт и технические средства для самостоятельной реализации шельфовых проектов в Арктике, начиная от геологических и геофизических исследований и заканчивая вводом месторождения в эксплуатацию», – заявил Голубев, отметив, что с 1995 по 2012 год компания открыла семь новых месторождений и поставила на баланс несколько миллиардов баррелей в нефтяном эквиваленте. Но отметив успехи в освоении Приразломного и Киринского месторождений, он не скрывал и сложностей, с которыми столкнулась госкомпания: «Строительство морской ледостойкой платформы проходило очень трудно, поскольку это первый опыт. Мы даже вынуждены были снимать со строительства газопровода Бованенково – Ухта квалифицированных сварщиков, чтобы они участвовали в работах на предприятии в Северодвинске».

Действительно, начало нефтедобычи на Приразломном месторождении неоднократно задерживалось, «Севмаш» достраивал под ледовые условия уже готовую платформу Hutton TLP, прежде работавшую в Северном море. Платформы «Полярная звезда» и «Северное сияние», которые «Газпром» заказал для Штокмановского месторождения на Выборгском судостроительном заводе, достраивались на южнокорейской верфи Samsung Heavy Industries, а оборудование для Киринского поставила и наладила норвежская FMC Technologies. Валерий Голубев упрекнул отечественных судостроителей в том, что они не овладели технологией строительства подводных добычных комплексов, но отметил, что «Газпром» продолжает сотрудничество в этой области с Крыловским государственным научным центром. Дело в том, что современное подводное оборудование в значительно меньшей степени зависит от ледовых и погодных условий, чем традиционные буровые платформы. Газовое месторождение «Сневит» освоено норвежцами вообще без надводного оборудования, а на месторождении «Голиаф» платформа будет выполнять функцию коллектора (с подводных добычных установок) и перевалочного устройства для нефти.

С кем идти в разведку

Помимо неразвитости отечественного судостроения, другая серьезная проблема на пути развития шельфовых проектов – крайне низкая изученность ресурсной базы. Существующий налоговый режим и огромные затраты на проведение геологоразведки (ГРР) в северных морях не стимулируют госкомпании к активизации этой деятельности. Сегодня «Газпрому» и «Роснефти» выгоднее развивать разведку на традиционных промыслах. «Если стоимость бурения одной разведочной скважины в Западной Сибири на суше – 70 млн рублей, то в Арктике и на Дальневосточном шельфе речь идет уже о 150-200 млн долларов», – поясняет директор энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Григорий Выгон. Заместитель министра природных ресурсов и экологии России Денис Храмов объявил на конференции RAO/CIS Offshore, что государство выделит на проведение разведки на арктическом шельфе 22 млрд рублей до 2030 года. Чиновник надеется, что инвестиции бизнеса в отрасль будут на порядок выше: «Мы считаем оптимальным, когда на один государственный рубль приходит 7-8 рублей частных средств».

Но серьезной активизации геологоразведки можно ожидать лишь в том случае, если на шельф допустят частные компании, полагает Выгон. «Не ставя под сомнение приоритетное положение госкомпаний на арктическом шельфе, обусловленное стратегическими интересами России, необходимо расширить субъектный состав недропользователей и законодательно разрешить частным компаниям вести ГРР на шельфе. Только такие меры позволят в обозримом будущем приступить к масштабному освоению шельфа», – уверен эксперт. В последние два года в правительстве постоянно велись дискуссии о допуске к ГРР независимых организаций, однако законодательство по-прежнему запрещает вести региональное изучение и разведку недр без последующей добычи. По существу это означает, что объем инвестиций в ГРР полностью зависит от решений двух монополистов. При этом сами госкомпании, особенно «Роснефть», зачастую используют для финансирования ГРР средства иностранных партнеров.

Неравная доля

Денис Храмов напомнил о стимулирующих мерах, которые содержатся в распоряжении правительства №443-р, вступившем в силу в апреле прошлого года. Документ установил дифференцированные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в зависимости от сложности проектов, обнулил экспортные пошлины и налог на имущество, отменил НДС на ввозимое технологическое оборудование и гарантировал стабильный фискальный режим в течение продолжительного периода. Ожидается, что осенью этого года Государственная дума примет соответствующие поправки к Налоговому кодексу.

Григорий Выгон называет пакет мер своевременным, но недостаточным: «Это правильный подход, но необходимо просчитать параметры налогового решения, размер роялти (НДПИ) и ставку дополнительного налога на прибыль». Дело в том, что действующая ставка налога на прибыль слишком низка (20%), поэтому государство недополучит значительную часть дохода – даже после выхода проектов на приемлемый уровень отдачи, на вложенный капитал. По оценкам экономического центра, доля дохода российского государства от разработки месторождений Карского моря составит около 30% при цене 90 долларов за баррель, тогда как норвежское государство получило бы в этом случае 85%.

Кроме того, эксперты центра предупреждают, что доходы государства еще сильнее сократятся, если «Роснефть» со временем будет частично приватизирована. «После приватизации госкомпании основными бенефициарами сегодняшней системы регулирования станут внешние акционеры, тогда как выигрыш государства будет в значительной мере зависеть от конъюнктуры фондового рынка», – такой вывод содержится в отчете центра «Арктический шельф: насколько оптимальна система регулирования в России?». Отметим в этой связи, что после частичной приватизации компании Statoil в 2001 году норвежцы перестроили прежнюю систему регулирования, создав механизм прямого государственного экономического участия (ПГЭУ) в нефтегазовых проектах. Для этого была создана компания Petoro – 100%-ная государственная «дочка», которая владеет и управляет долями во всех месторождениях на шельфе страны. Но Petoro не только «снимает сливки» с нефтедобычи: государство участвует в расходах на ГРР в объеме своей доли в лицензии (обычно это 30%). Petoro также берет на себя пропорциональную часть рисков в случае неудачи проекта. Сегодня именно механизм ПГЭУ (то есть доходы Petoro от продажи нефти и газа) обеспечивает наибольшую долю поступлений в казну. Другие статьи государственных доходов – налог на прибыль в размере 78% и дивиденды от пакета акций Statoil (доля государства составляет 67%). При этом роялти – аналог отечественного НДПИ, в Норвегии отменен.

Представитель юридической фирмы «Пепеляев Групп» Павел Кондуков сомневается в том, что норвежский опыт может быть непосредственно применен в России. «ПГЭУ заключается не только в участии государства в разработке месторождений и зачислении доходов от продажи углеводородов в бюджет, но также в финансировании государством работ по освоению шельфа. Я не думаю, что в ближайшие годы российское государство станет финансировать освоение морских месторождений из федерального бюджета. Госкомпании также стремятся переложить финансирование ГРР на иностранных партнеров. То же касается системы налогообложения.

В Норвегии действительно меньше налогов, которыми облагаются нефтегазовые компании, однако общая налоговая нагрузка выше. Поскольку российское государство не желает финансировать проекты ни непосредственно, ни через госкомпании, ему остается привлекать иностранных инвесторов льготными условиями налогообложения», – пояснил Кондуков «Эксперту Северо-Запад».

Старая песня на новый лад

Валерий Голубев прокомментировал и ситуацию с самым амбициозным арктическим проектом «Газпрома» – Штокмановским. С его слов, месторождение полностью готово к разработке, но освоение отложено в силу «определенных рыночных конъюнктурных соображений». Эти соображения известны: последствия «сланцевой революции» в США и постройка заводов по производству сжиженного природного газа (СПГ) в целом ряде стран. Тем не менее представитель французской компании Total Даниэль Пикар заявил на той же RAO/CIS Offshore, что его предприятие не только не утратило интерес к Штокману, но и подготовило новые «обоснованные» технические решения, которые собирается представить «Газпрому». Французы формально не вышли из проекта, и им по-прежнему принадлежат 25% акций компании-оператора Shtokman Development AG (SDAG), тогда как Statoil вернул «Газпрому» свою долю – 24%.

Но главная штокмановская интрига заключается, пожалуй, в том, что о своем желании вернуться в проект говорят и норвежцы. В отличие от Total, не раскрывающей сути своих предложений, Statoil предлагает три возможных технических решения. Все они предполагают производство исключительно СПГ, а не поставки трубопроводного газа. Вице-президент Statoil Али Маджид предложил использовать либо полностью подводное оборудование для добычи и транспортировки топлива до берега, либо подводное оборудование вместе с платформой. В последнем варианте мелководная платформа используется для повышения давления (компримирования) и последующей транспортировки на берег. Но самым перспективным норвежцы считают производство СПГ прямо на плавучей добывающей платформе. Пока единственный подобный проект на основе технологии FLNG (floating liquefied natural gas – производство СПГ на плаву) реализует голландская компания Shell. Огромное судно, в шесть раз больше авианосца, сконструировано для месторождения «Прельюд» на шельфе Австралии и должно быть построено к 2017 году.

Регион просит огня

«Строительство завода СПГ требует значительных инвестиций, поэтому мы готовы оценить концепцию производства СПГ на плаву. В рамках этого технического решения мы продолжаем работать с «Газпромом», – отметил Маджид. А его коллега, руководитель департамента по связям с общественностью Борд Глад Педерсен, настаивает также на пересмотре инвестиционного договора с российской компанией: «Мы заинтересованы снова войти в Штокмановский проект. Но наше условие – новое техническое решение и лучшие условия для иностранных компаний, разрабатывающих в России шельфовые месторождения». Ситуация со Штокманом по-прежнему запутана, но не исключено, что альтернативой ему станет менее масштабный баренцевоморский проект – Мурманское месторождение. Местные власти давно хотят перевести местные мазутные котельные на газ, что позволит значительно сократить расходы на отопление. Ведь не секрет, что счета за коммунальные услуги у мурманчан и североморцев – одни из самых высоких в стране. Депутат Госдумы Валерий Язев даже предлагал для этого закупать газ в Норвегии.

В условиях глобализации экономики такой шаг не выглядит экзотическим, ведь Роман Абрамович в бытность губернатором Чукотки закупал продукты и горючее для региона в Канаде и США, что обходилось намного дешевле традиционного северного завоза. Но покупать газ у прямого конкурента «Газпрома», имея «под боком» самое большое шельфовое месторождение в мире (ресурс Штокмана превосходит все открытые норвежские месторождения), означало бы признание декларативности заявлений о важности развития Севера. Ведь Мурманская область – ключевой российский арктический регион. Поэтому можно рассчитывать, что первым шагом на пути к Штокману станет разработка Мурманского месторождения, ресурсная база которого – около 120 млрд кубометров. Как указывают специалисты, разработка месторождения в 200 км от побережья может осуществляться с помощью подводного добычного комплекса, аналогичного тому, что установлен на «Сневит» и Киринском месторождении. Суточная добыча газа составит примерно 1,4 млн кубометров, и этого достаточно для газификации области. А созданная под Мурманский проект инфраструктура будет востребована позже, когда дело дойдет до Штокмана. В том, что время добычи штокмановского газа рано или поздно наступит, можно не сомневаться.

Санкт-Петербург

Мировой опыт нефтегазовых проектов на шельфе Арктики

Норвегия лидирует по числу арктических проектов. В 2007 году на острове Мелькойа вблизи Хаммерфеста построен самый северный в мире завод СПГ производительностью 6,3 млн т в год. Его ресурсная база – баренцевоморское месторождение «Сневит» с резервом 160 млрд кубометров. В 2014 году должна начаться добыча нефти на другом месторождении в Баренцевом море – «Голиаф» с резервом 170 млн баррелей. Геологоразведочные работы в норвежской части Баренцева моря привели к открытию целого ряда новых перспективных участков. В ходе 22-го концессионного раунда (июнь 2013 года) выданы 20 лицензий на проведение ГРР. В число лицензиатов попали российские компании «Роснефть» и «Лукойл». Из-за теплого течения Гольфстрим условия работы на норвежском арктическом шельфе более благоприятны для разведки и добычи, чем в других полярных странах – России, США, Канаде и Дании.

Россия. В этом году начнется добыча нефти на первом арктическом шельфовом месторождении – Приразломном, расположенном в Печорском море. Его резервы составляют около 600 млн баррелей, плановый уровень добычи – 161 тыс. т в сутки. Лицензией на разведку и добычу владеет дочерняя структура «Газпрома» – «Газпром нефть шельф», морская стационарная платформа построена на северодвинском предприятии «Севмаш». Также в этом году «Газпром» начнет добычу газа на Киринском газоконденсатном месторождении в Охотском море (проект «Сахалин-3»). Условия работы там схожи с арктическими. Ресурсная база месторождения – около 100 млрд кубометров газа, добыча осуществляется без платформ, с помощью подводного добычного комплекса (аналогичная технология применена на «Сневит»).

Согласно действующему законодательству, лицензии на разведку и добычу нефти и газа на арктическом шельфе могут принадлежать только госкомпаниям – «Роснефти» и «Газпрому». «Роснефть» заключила соглашения о сотрудничестве с целым рядом иностранных компаний – американской ExxonMobil, британо-нидерландской Royal Dutch Shell, норвежской Statoil, итальянской Eni и китайской CNPC. В соответствии с соглашениями, иностранный партнер получает 33,33%-ную долю в проекте, берет на себя все связанные с ГРР риски и платит бонус за открытие месторождения. Аналогичное соглашение с Shell заключил «Газпром».

США. Единственной компанией, получившей лицензию на ГРР на арктическом шельфе, стала Shell. Однако работы так и не начались и свернулись из-за проблем с разведывательной платформой. Компания приостановила все работы в Чукотском море и море Бофорта, несмотря на понесенные затраты в размере около 5 млрд долларов. Руководство Shell заявило, что не ожидает коммерческой добычи нефти и газа у берегов Аляски до середины следующего десятилетия. Выдача новых лицензий на проведение ГРР в заливе Кука, а также в морях Бофорта и Чукотском планируется не ранее 2016 года, но может быть отложена властями из-за неудач Shell.

Канада. Несмотря на успешный опыт нефтедобычи в тяжелых климатических условиях на месторождениях «Хайберния» и «Терра Нова» (на шельфе о-ва Ньюфаундленд), власти пока не разрешают проведение ГРР в акваториях Канадского арктического архипелага. В настоящее время разрабатывается регламент проведения буровых работ на арктическом шельфе, особое место в котором отводится промышленной и экологической безопасности.

Дания (Гренландия). ГРР на гренландском шельфе начались в 1970-х годах, однако промышленная добыча нефти и газа пока не стартовала. В течение 2010-2011 годов британская компания Cairn Energy пробурила восемь разведывательных скважин, но считает результат недостаточным для коммерческой добычи. Тем не менее в будущих лицензионных раундах намерены участвовать нефтяные гранды – ExxonMobil, Shell, BP, Texaco, Statoil и Japan National Oil Corporation. Победившая на весенних выборах в местный парламент социал-демократическая партия «Сиумут» заявила о намерении пересмотреть существующее «колониальное» законодательство о разработке шельфа и ужесточить налоговый режим. Предполагается ввести налог на добычу полезных ископаемых (роялти), при этом компании лишаются права на налоговые каникулы до момента возврата инвестиций.

Исландия. В 2012 году страна подписала межгосударственный договор с Норвегией о начале ГРР. Лицензии выданы на два шельфовых участка в районе гряды Дреки. По расчетам норвежских специалистов, начало добычи нефти и газа может начаться не ранее чем через десять лет.