В первое воскресенье сентября в России отметили День работников нефтяной и газовой промышленности. Для Уральского федерального округа этот праздник имеет особое значение, ведь округ по праву называют энергетическим сердцем России – здесь добывается свыше 92% природного газа страны, более 68% нефти, почти две трети газового конденсата. Экономическая безопасность России, ее экспортный потенциал, во многом определяются трудом нефтяников и газовиков, геофизиков и геологов, машиностроителей, словом, работников всех смежных отраслей. О том, каковы перспективы развития нефтегазового компекса и почему сегодня нерешенными остаются наиважнейшие проблемы отрасли, в интервью Накануне.RU рассказал директор Департамента по нефти и газу и минеральным ресурсам Ханты-Мансийского автономного округа Вениамин Панов.
Вопрос: Вениамин Федорович, год назад, в сентябре, на месторождениях Югры была добыта 8-ми миллиардная тонна нефти. В 2004 году нефтяники намерены были преодолеть рубеж в 250 млн тонн годовой добычи. Был ли достигнут такой объем добычи нефти и за счет чего? Какова динамика добычи нефти за последние годы? Каков объем годовой добычи газа на территории округа?
Вениамин Панов: В 2004 году на территории ХМАО добыто 255,6 млн тонн нефти, что на 22,5 млн тонн больше, чем в 2003 году. Темп роста составил 9,6%. Всего с начала промышленного освоения нефтепромыслов Югры на начало 2005 года добыто 8 млрд 50,6 млн тонн нефти. Отмечу, темп роста добычи нефти на месторождениях округа начался в 1997 году. Так, в 1996 году мы добывали 165 млн тонн нефти, а в прошлом году, как я уже сказал, было добыто 255,6 млн тонн. То есть, за последние 8 лет нам удалось нарастить добычу практически на 100 млн тонн. Прежде всего, это связано с интенсификацией добычи и с реанимацией нефтяной отрасли из того упадочного состояния, в котором она нам досталась после развала Советского Союза. К сожалению, даже при таких серьезных темпах, мы еще не вышли даже на уровень начала 90-х годов (порядка 292-294 млн тонн нефти в год).
Что касается добычи попутного нефтяного газа, в 2004 годы было извлечено из недр порядка 32 млрд кубометров газа, добыча (то есть, тот объем, который был принят на переработку и использован в народно-хозяйственных целях) составила 26,2 млрд кубометров газа, то есть, почти 6 млрд кубометров газа, к сожалению, было сожжено на промысловых факелах.
Замечу, что общий потенциал перерабатывающих мощностей в ХМАО составляет свыше 25 млрд кубометров попутного нефтяного газа. Однако при такой проектной мощности заводов мы сегодня перерабатываем не более 14 млрд кубометров в год. То есть, если запустить заводы и создать необходимую инфраструктуру для газосбора, то весь добытый попутный нефтяной газ можно будет перерабатывать.
Вопрос: Сколько на территории Ханты-Мансийского автономного округа действующих месторождений углеводородного сырья? На какие сроки округ обеспечен разведанными запасами нефти и газа?
Вениамин Панов: По данным на начало июля этого года, на территории ХМАО действовало 632 лицензии на право пользования недрами, из них – 269 лицензий, выданных недропользователям для добычи нефти и газа, 271 лицензия на поиск и разведку месторождений, остальные – на пользование водными объектами. Добыча углеводородного сырья осуществляется на сегодняшний день на 246 лицензионных участках.
На вопрос об обеспеченности округа разведанными запасами нефти, я отвечу так: для того, чтобы ХМАО оставался нефтедобывающей провинцией еще не один десяток, а то и сотню лет, разведанных запасов хватит. Другой вопрос – сможем ли мы обеспечить те достигнутые уровни ежегодной добычи, которые на сегодняшний день имеются. Уровень добычи к 2150 году, конечно, будет уже иной. Это объективные факторы старения любой нефтегазоносной провинции, неизбежный и вполне объяснимый природный факт. И мы в этом отношении ничем не отличаемся от любой нефтегазоносной провинции мира.
Вопрос: Несколько лет назад было заявлено о такой острой проблеме, как большое количество месторождений в округе с падающей добычей нефти и газа, которые были "брошены" крупными компаниями. Изменилась ли на сегодняшний день ситуация? Сформирована ли новая модель (о которой одно время много говорилось) – на месторождения с падающей добычей нефти и газа на место крупных компаний приходят мелкие и "дожимают" эти месторождения? Насколько остро эта проблема стоит сегодня?
Вениамин Панов: При сегодняшней цене на нефть – свыше $70 за баррель – такой проблемы просто нет. Вот если завтра на баррель упадут цены, как это уже было до $11-12 за баррель, тогда появятся месторождения, которые разрабатывать станет экономически нецелесообразно. То есть в сегодняшних условиях высоких цен на нефть даже низкорентабельные месторождения, которые было экономически нецелесообразно разрабатывать еще три года назад, сегодня приносят компаниям вполне хорошие дивиденды. А потому нет той ниши для малого и среднего бизнеса, чтобы малые компании смогли эти низкорентабельные месторождения "подобрать". "Брошенных" месторождений просто нет.
Кстати, за всю историю недропользования в округе был только один случай, когда компания отказалась от нефтяного месторождения, введенного в разработку. Другой вопрос, если разрабатывать месторождение невыгодно – начинается сворачивание работ. У нас есть такие примеры – это Нижневартовское и Стрижевское месторождения, где были проблемы и начали сворачивать работы. Но на сегодняшний день эти работы возобновляются, учитывая, как я уже отметил, высокие цены на нефть.
Замечу, что для малого бизнеса принять низкорентабельное меторождение, уже обустроенное, – достаточно высокая производственная нагрузка, большая капиталоемкость. Взять малому бизнесу такое месторождение нереально, так как это огромное низкодоходное производство, здесь требуются достаточно серьезные финансовые ресурсы, для того, чтобы его запустить. Впрочем, схема работает – по законам рынка, когда эта затратная часть меньше, чем можно получить от добычи нефти.
Вопрос: Решена ли проблема рационального использования попутного нефтяного газа, добываемого на территории округа? Какой объем попутного нефтяного газа ежегодно сжигается на промысловых факелах, какой объем газа нефтяные компании продают на перерабатывающие заводы, сколько газа расходуется компаниями на собственные нужды и сжигается на электростанциях? Были ли предприняты какие-то меры к разрешению данной проблемы – снижены тарифы на транспортировку попутного нефтяного газа, построены трубопроводы на перерабатывающие заводы и пр. Насколько остра эта проблема сегодня?
Вениамин Панов: Рост добычи нефти неизбежно сопровождается и ростом объемов извлекаемого попутного нефтяного газа. С 1999 по 2004 год объем извлечения газа в округе увеличился в 1,5 раза и, как я уже отмечал, составил практически 32 млрд кубометров. Добыча газа (то есть, тот объем, который был принят на переработку и использован в народно-хозяйственных целях) составила 26,2 млрд кубометров, остальные 6 млрд кубометров, к сожалению, были сожжены на промысловых факелах. Правительство округа достаточно серьезно озабочено проблемой рационального использования попутного нефтяного газа, и нефтяные компании в ее решении также заинтересованы.
Вообще проблема утилизации попутного нефтяного газа всегда сопровождала развитие топливно-энергетического комплекса Западной Сибири, с самого начала его формирования. Раньше утилизация попутного нефтяного газа являлась самостоятельной отраслью и развивалась параллельно с нефтедобычей. В начале 90-х, когда все нефтеперерабатывающие заводы были включены в состав вертикально-интегрированных компаний, все, что касалось подготовки и переработки попутного нефтяного газа осталось в структуре "Газпрома". Вот это разделение и сказалось на нынешнем положении дел.
У нефтяников сегодня, во-первых, нет доступа к инфраструктуре "Газпрома", во-вторых, подготовка газа для того, чтобы его подать в магистральную "трубу", весьма высокозатратна.
По инициативе Правительства ХМАО все нефтяные компании разработали комплексные программы по доведению процента утилизации попутного нефтяного газа до 95%, как это требуется в лицензионных соглашениях. К реализации своих программ компании приступили с начала этого года. В прошлом году, замечу, был построен ряд газопроводов, то есть нефтяные компании стали создавать систему газосбора. Это уже радует. К 2008 году, если программы будут выполняться, думаю, что проблема уйдет на второй план. Здесь ведь не только экономический аспект. Самое страшное не то, что мы не можем извлечь прибыль, а то, что мы просто сжигаем этот ценнейший продукт, загрязняя при этом еще и нашу окружающую среду. Добавлю, если бы федеральный закон "О попутном нефтяном газе", разработанный несколько лет назад, был бы принят, то проблемы на сегодняшний день, возможно, уже не существовало бы.
Вопрос: Насколько актуальным для нефтегазодобывающей отрасли округа является проект "Урал Промышленный – Урал Полярный"? Предполагается ли в рамках реализации проекта увеличение добычи и транспортировки углеводородов?
Вениамин Панов: Главная задача этого проекта – восполнение возникшего дефицита в сырье Промышленного Урала – Свердловской и Челябинской областей, нефтегазодобывающего комплекса он касается в меньшей степени. Что касается ХМАО, значение проекта для региона в диверсификации экономики. У нас есть все основания стать горнодобывающей провинцией, причем с серьезными уровнями добычи (железной руды, угля и т.д). И главная задача Правительства округа в том, чтобы создать условия для того, чтобы сюда обратил свои взоры частный бизнес. Понимание федерального центра есть, и общими усилиями мы можем соответствующую сырьевую базу для Промышленного Урала подготовить.
Вопрос: Какая работа сегодня ведется над дифференцированной ставкой НДПИ? Какие надежды в Ханты-Мансийском автономном округе связывают с дифференцированной ставкой НДПИ, возможно, рабочей группе в федеральный центр были направлены конкретные предложения?
Вениамин Панов: Мы неоднократно свои наработки по этому вопросу передавали и в Министерство финансов РФ, и созданной рабочей группе. Могу предположить, исходя из имеющейся у меня информации, что разработка дифференцированной системы НДПИ завершится не раньше, чем к 2007 году. Нужна ли она? Конечно, да.
Прежде всего, дифференцированная ставка НДПИ нужна для низкорентабельных месторождений, для месторождений, которые находятся в начальной стадии разработки, когда инвестор взял большие кредиты и находится в сложном положении..Вторая составляющая – мелкий и средний бизнес, который сегодня в одинаковом положении с крупными, ориентированными на экспорт компаниями.
Сегодняшний рост цен на нефть просто загоняет в угол маленькие компании, потому что цены на нефть на внутреннем рынке гораздо ниже экспортных, а НДПИ считается от мировых цен. Получается, чем выше в мире цена на нефть – тем больнее она бьет по тем, кто не имеет выхода на экспорт и собственной нефтепеработки, а вынужден продавать нефть по внутренним ценам.
Мы в своих предложениях отразили массу факторов: предложили ввести понятие "независимого недропользователя", который не имеет своей нефтепереработки и не связан с вертикально-интегрированными компаниями, учитывать уровень обеспеченности предприятий запасами, степень удаленности… то есть, все критерии, и географические, и горно-геологические с нашей стороны были учтены. Но окончательного проекта по дифференцированной ставке НДПИ, официального, который был бы представлен для рассмотрения, на сегодняшний день пока нет.
Вопрос: В связи с достигнутым новым максимумом мировой цены на нефть, экспортная пошлина на нефть в России с 1 октября будет повышена до 179 долларов за тонну. На Ваш взгляд, насколько данная ставка экспортной пошлины отвечает интересам нефтедобывающих компаний?
Второй вопрос – является ли повышение цены на нефть в мире позитивным событием для нефтяных компаний? Или же, наоборот, рост мировых цен на нефть негативно влияет на деятельность российских нефтедобывающих компаний?
Вениамин Панов: С ростом мировых цен на нефть повышается и ставка экспортной пошлины – вполне естественный механизм. Но лично я считаю, что целесообразнее было бы не путем анализа последних двух месяцев рассчитывать ставку экспортной пошлины, а устанавливать ее один раз в год, исходя из какой-то базовой цены на нефть. То есть, при такой-то цене – такая-то пошлина, при такой-то – такая-то и т.д. В таком случае нефтяные компании будут прогнозировать цену на нефть и будут знать, сколько с нее возьмут в виде налога. Сегодня этого нет.
В целом, я еще раз подчеркиваю, размер экспортной пошлины вполне адекватный – излишками надо делиться. Это вполне урегулированный вопрос, я напомню, что недра – государственная собственность. При нынешней системе налогообложения у наших нефтяных компаний вполне достаточно остается средств на собственное развитие, выплату дивидендов и пр.
Вопрос: Каков объем работ по воспроизводству запасов углеводородного сырья ежегодно проводится на территории округа? Какие средства выделяет на эти цели федеральный центр, бюджет округа и сколько составляют инвестиции самих нефтегазовых компаний? Достаточны ли, на Ваш взгляд, ежегодные темпы воспроизводства запасов углеводородного сырья на территории округа (если смотреть в динамике за последние годы)?
Вениамин Панов: Был период, когда на территории округа добывалось свыше 360 млн тонн нефти год. В то время на каждую добытую тонну нефти геологи (раньше геологоразведка, как отрасль, развивалась параллельно с нефтегазодобывающим комплексом) приращивали две, а то и три тонны "свежих" запасов нефти. Начиная с 1996 года, мы свои запасы просто-напросто проедаем.
Правда, надо отметить, что в 2000-2001 году, когда был целевой налог на воспроизводство минерально-сырьевой базы, до однократной компенсации разведанных запасов мы дошли. А в 2002 году этот налог отменили, начался спад. Приведу цифры: 2002 год – 63% компенсации, 2003 год – 66%, 2004 год – 48%. Объемы геологических работ: в 2000 году объем поискового бурения на территории округа был свыше 1 млн метров, в 2002 году – 550 тыс метров, в 2003 году – 460 тыс метров, в 2004 году – 400 тыс метров, в этом году еще меньше. Добавлю, в 2000 году мы тратили на воспроизводство запасов около 28 млрд рублей, компании тогда самостоятельно работали, затем отчитывались за целевое использование этих средств. Сегодня же заставить компании работать в этом направлении, если это не записано в лицензионном соглашении, невозможно. А в лицензионном соглашении не прописано по годам, какой должен быть прирост запасов. Нет соответствующей нормативной базы.
Воспроизводство запасов – серьезная проблема, все о ней знают, но конкретных решений нет. Не думаю, что мы вернемся к целевому налогу, это невыгодно, прежде всего, самим нефтяным компаниям. Зачем тому же "ЮКОСу" в свое время было отчислять 10% от себестоимости, когда обеспеченность компании ресурсной базой была на сто лет вперед? Так же рассуждали и другие компании, поэтому эта ставка и была отменена. Хотя, возможно, к этому вопросу следует вернуться, ведь к дорожному фонду сегодня возвращаемся… Только целевой источник финансирования геологоразведочных работ мог заставить компании заниматься стратегией своего развития на 10-15 лет вперед. А геологоразведка это та отрасль, вложения в которую дают реальный доход через 7-10 лет.
Есть и еще один важный аспект: для того, чтобы сохранить существующие темпы геологоразведочных работ, мы должны предоставить нефтяным компаниям поле для деятельности. То есть надо выделять ежегодно 80-90 новых лицензионных участков.
Я называл уже цифру – 271 лицензия на геологоразведочные работы на сегодняшний день распределена, но этого мало. Участки есть, на них работают, но только каждая третья скважина у нас продуктивная. Можно смело сказать, что из 271 участков не более, чем в 30% случаях будут открыты новые месторождения. Понимаете? Из этих 30% окажутся экономически рентабельны только половина месторождений. Поэтому мы и должны выделять ежегодно 80-90 новых лицензионных участков. Самое интересное, что территория ХМАО на сегодняшний день опоискована не более, чем на треть. Поле работы нескончаемо, цены на нефть колоссальные. Весь мир во время "нефтяного бума" начинает активно развивать геологоразведку, у нас же все наоборот. Парадокс, но, тем не менее, это так.
Вопрос: Мировое потребление нефти растет, насколько Ханты-Мансийский автономный округ, учитывая существующие проблемы в отрасли, способен обеспечить необходимые темпы наращивания добычи нефти (хотя бы в рамках "Энергетический стратегии РФ", рассчитанной до 2020 года)?
Вениамин Панов: До 2020 года, как бы не складывалась ситуация, каждая добытая в России нефть будет нашей. Думаю, будет тяжело. Вся беда в том, что имеющиеся программы "Энергетическая безопасность РФ", "Энергетическая стратегия развития РФ" и программа геологического изучения недр, эффект от которых рассчитывается миллионами и триллионами рублей, между собой никак не состыкованы. На мой взгляд, программы надо в одном ключе составлять, как это было в советские времена – госплан по развитию сырьевой базы, нефтедобычи, машиностроения и т.д. поэтапно отрабатывался. Должна быть единая программа развития народного хозяйства, нельзя отрывать одно от другого.
Вопрос: Вениамин Федорович, на Ваш взгляд, какие еще острые проблемы сегодня существуют в нефтегазовой отрасли, которые в нашей беседе мы не озвучили?
Вениамин Панов: Проблем в отрасли еще очень много. Думаю, сегодня мы ограничимся сказанным. Я хочу просто поздравить работников нефтяной и газовой промышленности, а также работников смежных отраслей с профессиональным праздником. Пожелаю всем общего благополучия, чтобы то, что добывалось на территории любого российского региона, шло на благо всех и каждого, кто к этому нелегкому труду имеет отношение.