Главная » Макроэкономика » Нефтегазовый потенциал Сибири

Нефтегазовый потенциал Сибири

Главной тенденцией углеводородного рынка Сибири и России в целом в 2006 году стало активное финансирование геологоразведочных работ (ГРР) нефтегазоносных участков из нераспределенного фонда, а также их активная геологоразведка недропользователями. В 2005 году в СФО состоялось 12 аукционов, а за шесть месяцев 2006 года — 26. В связи с этим сюда начали поступать крупные инвестиции в разведку и обустройство новых нефтегазодобывающих объектов. А с введением налоговых льгот, которые предполагают освобождение от налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в течение семи лет (или до тех пор, пока совокупная добыча не достигнет 25 млн тонн) для тех компаний, которые разрабатывают новые ключевые месторождения с нуля, частное финансирование геологоразведки должно увеличиться. Помимо этого, разработчики месторождений получат выгоды за счет трубопровода в страны АТР, строительство которого началось недавно.

От глобального к частному

Фото Антона ВЕСЕЛОВА

Перспективные уровни добычи нефти в России определяются динамикой мировых цен, объемом внутреннего спроса, налоговыми условиями по разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Нижний уровень цен на нефть определяется уровнем издержек на месторождениях в крупных регионах добычи с замыкающими* затратами, а верхний — издержками для возможного массового производства альтернативных нефти моторных топлив.

Мировая цена формируется в зависимости от темпов развития мировой экономики, интенсивности внедрения нефтезамещающих энергоисточников, объема предложения нефти на мировых рынках и транспортных возможностей ее доставки к местам потребления. При прогнозировании цены на нефть учитывается влияние различных политических, экономических и технологических факторов, оказывающих воздействие на формирование рыночной конъюнктуры на мировом рынке нефти. Наиболее высокий уровень мировых цен на нефть сохранится примерно до 2010–2012 гг., хотя тенденция к снижению цен должна обозначиться уже к концу 2006-го и в 2007 году. В перспективе прирост добычи нефти РФ связан с СФО, в первую очередь с месторождениями Восточной Сибири.

Углеводородные дары Сибири

Нефтегазовый комплекс Сибири занимает особое место в структуре минерально-сырьевой базы региона. Запасы нефти и газа сосредоточены на 70% территории округа.

К нефтеперспективным относятся земли Томской, Омской и Новосибирской областей, к нефтегазоперспективным — территории Иркутской области, Красноярского края и Эвенкийского автономного округа, к газоносным — территория Таймырского автономного округа.

По данным Регионального агентства по недропользованию Сибирского федерального округа (Сибнедра), начальные суммарные извлекаемые ресурсы нефти на территории СФО составляют 12,8 млрд тонн, газа свободного — 37,8 трлн куб. м, растворенного газа — 1,09 трлн куб. м, конденсата — 2,3 млрд тонн. Объем разведанных запасов нефти по сумме категорий А+В+С1+С2 составляет 1,6 млрд тонн, газа свободного — 6,1 трлн куб. м.

Степень разведанности запасов нефти оценивается в 13%, газа — 11%. Продолжает оставаться весьма высокой доля прогнозных ресурсов категории Д1+Д2. По нефти она составляет 72%, по газу — 84%. Это свидетельствует о достаточно низкой геологической изученности территории Сибирского федерального округа.

По состоянию на 2006 год на территории округа на государственном балансе числилось 144 месторождения, из них чисто нефтяных — 89, газовых — 12, остальные комплексные.

В промышленной разработке находятся 23 нефтяных месторождения с суммарными запасами категорий А+В+С1 216 млн тонн, или 29% от разведанных запасов нефти Сибирского региона. Газ добывается на 11 месторождениях — это 7% разведанных запасов округа.

Объем ежегодно добываемой нефти на территории Сибири составляет пока еще порядка 3% от общероссийского, при этом основная добыча осуществляется в Томской области. По итогам 2005 года добыча нефти составила 12,7 млн тонн, газа — 5,1 млрд куб. м. Средняя обеспеченность добывающих компаний запасами нефти и газа, исходя из достигнутого уровня годовой добычи, колеблется от 22 до 100 и более лет.

Если говорить о соотношении прироста запасов и погашения их в недрах за счет добычи, то в последние пять лет в целом по Сибири оно имеет положительную тенденцию. Так, за период с 2000-го по 2004 год общий прирост запасов нефти по округу составил 79,8 млн тонн, добыча — 57,3 млн тонн, по газу соответственно 1,24 трлн куб. м и 0,02 трлн куб. м. Максимальный уровень прироста запасов и объемов добычи был достигнут в 2004 году, когда на госбаланс были приняты запасы нефти в объеме 42 млн тонн при уровне ее добычи 17 млн тонн. В 2005 году отмечено снижение уровня добычи нефти и газа из-за сокращения добычных работ предприятиями Томской области, структурированными в ОАО «НК ЮКОС».

Ценные раскопки

С приближением реализации проекта нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» государство озаботилось проблемой его заполнения. Основным сырьем для трубопровода может быть нефть Восточной Сибири. В связи с этим приоритетной задачей государства стало стимулирование разведки и разработки месторождений, расположенных на этой территории.

С 2005 года Федеральное агентство по недропользованию РФ (Роснедра) активно реализует мероприятия долгосрочной государственной программы изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России до 2012 года. По данным Сибнедр, в Сибирском регионе в 2005 году было проведено 12 аукционов на право пользования участками недр, содержащими углеводородное сырье, а в первом полугодии 2006 года — уже 26. Месторождения пользуются большим спросом у компаний: они приобретают их в разы дороже первоначальных цен. Сумма начальных (стартовых) размеров разовых платежей в 2005 году составляла 1,3 млрд рублей, а по итогам аукционов размер платежей был предложен на сумму 13,7 млрд рублей. В первом полугодии 2006 года стартовые платежи равнялись 1,2 млрд рублей, а по итогам аукционов достигли 10,0 млрд рублей.

Дополнительным стимулом к скупке сибирских недр нефтегазовыми компаниями являются изменения в законе о недрах. В соответствии с предложенными поправками предприятия, разрабатывающие новые ключевые месторождения «с нуля», смогут добывать нефть в течение семи лет (или до тех пор, пока совокупная добыча не достигнет 25 млн тонн), не уплачивая НДПИ. С 1 января 2007 года эти поправки должны вступить в силу. По мнению аналитика ИК «Брокеркредитсервис» Екатерины Кравченко, «новый закон о недрах сделает недропользование более рациональным и не позволит хищнически относиться к недрам. Льготы увеличат выручку компаний и сделают рентабельной добычу на выработанных месторождениях. Кодекс более четко обрисовывает права и обязанности недропользователей и заполняет ряд законодательных дыр».

Что касается итогов геологоразведочных работ, то в 2005 году в целом по Сибирскому федеральному округу за счет федерального бюджета их выполнено на сумму 1,6 млрд руб. Наряду с государственными инвестициями в геологоразведочные работы значительные вложения осуществляются частными недропользователями. Причем доля финансирования последних явно превалирует. Так, в 2005 году соотношение проводимых государством и частными недропользователями геологоразведочных работ в СФО составило 1:4 — за счет средств недропользователей выполнено работ на сумму 6,9 млрд руб.

Анализ деятельности последних пяти лет показывает, что наибольшая динамика роста инвестиций в целом сохраняется у частных недропользователей, за исключением 2004 года, когда государство нарастило объем финансирования ГРР в 2,1 раза, а недропользователи — только на 43%. По итогам 2006 года ожидается, что прирост инвестиций частных недропользователей будет больше государственных на 30%.

Себестоимость обустройства нефтегазового месторождения

Объем инвестиций в подготовку месторождения нефти или газа для разработки зависит от состояния геологической изученности площади и запасов на начало работ. Обычно комплекс исследований включает в себя три стадии: региональную (выявление перспективной площади), поисково-оценочную (подготовка объекта к глубокому бурению геофизическими методами, поисково-оценочное бурение), разведочную (оконтуривание залежей, подготовка запасов нефти и газа к разработке). По данным Сибнедр, средняя стоимость одного километра сейсморазведки в Восточной Сибири составляет 170 тыс. рублей, одного метра бурения — 40 тыс. рублей. Для обнаружения и подготовки единичного перспективного объекта со средней площадью 100 кв. км необходимо выполнить не менее 700 км сейсмопрофилей, для открытия залежей и подтверждения их промышленной значимости требуется пробурить две-три поисковые скважины, а для подготовки запасов к разработке — 10–15 разведочных скважин. Итого средние затраты на подготовку месторождения нефти или газа составляют не менее 1,5–2,0 млрд руб. Это не считая капитальных затрат на обустройство месторождения, проведение эксплуатационного бурения, подготовку транспортной инфраструктуры. Последние определяются экономическими и географическими показателями освоенности той или иной территории расположения месторождения. Таким образом, суммарные затраты на освоение месторождения ориентировочно оцениваются в 3–5 млрд руб.

Куда утекают доходы нефтяников?

Каждое добывающее предприятие уплачивает в бюджет государства НДПИ и акцизный сбор, величины которых устанавливаются правительством РФ. При этом ежемесячная ставка НДПИ рассчитывается исходя из базовой ставки налога на одну тонну добытой нефти, умноженной на коэффициенты, характеризующие текущий курс доллара США к рублю, а также исходя из отношения фактически сложившихся цен на нефть на мировом рынке к базовой, заложенной в федеральном бюджете. В связи с этим чем больше цена нефти на внешнем рынке, тем больший налог перечисляется добывающими предприятиями в бюджет России. Оставшиеся средства компаний за вычетом затрат на добычу составляют их прибыль, которая зачастую направляется не только на выплату дивидендов, но и многими компаниями — на приобретение права пользования новыми участками недр не только в России, но и за рубежом, приобретение активов других добывающих компаний. К примеру, на территории СФО в этом году усилили свои позиции, приобретя лицензии на неразведанные нефтегазоносные участки, «Роснефть», ТНК-ВР, «Газпром» и «Сургутнефтегаз».


*Замыкающие затраты — затраты на производство последнего вида продукции, необходимого для полного удовлетворения определенной потребности (моторное топливо).

Дивиденды нефтегазовых компаний

Компания Дивидендная доходность
на дату закрытия
реестра в 2004 году, %
Дивидендная доходность
на дату закрытия
реестра в 2005 году, %
«Газпром» 1,50 0,47
«Газпром нефть» 11,80 5,46
ЛУКОЙЛ 3,00 1,32
«Сургутнефтегаз» 1,90 2,02
ТНК-ВР 9,30
«Транснефть» 0,5 0,33

Источник: ИК «ЦЭРИХ Кэпитал Менеджмент», данные компаний

Анастасия КУПЦОВА


Comments are closed.

Так же в номере