?

Log in

No account? Create an account
 
 
24 April 2014 @ 09:00 am
Россия: Запасы нефти, поиски и разведка  
03.02.2014
Роснедра подвели итоги по приросту запасов и добыче углеводородного сырья за 2013 год

Москва. Ожидаемая добыча УВС в РФ за 2013 год жидких углеводородов составляет 523 млн.т (нефть+ конденсат), свободного газа+газа газовых шапок – 630 млрд.м3. Об этом говорится в отчете Роснедр по приросту запасов и добыче углеводородного сырья за 2013 год.
Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по разведываемым месторождениям зафиксированы в Республике Коми на Восточно-Ламбейшорском месторождении (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») – 12,0 млн., в Иркутской - им. Савостьянова (ОАО «НК «Роснефть») – 11,6 млрд.м3, на месторождении Горчинское Красноярского края (ООО «Тагульское») – 15,8 млрд.м3. А также в акватории Карского моря на Крузенштернском месторождении (ОАО «Газпром») – 384,6 млрд.м3 и акватории Каспийского моря месторождения им. Ю.С. Кувыкина (ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть») – 31,3 млрд.м3.

По свободному газу+ газу газовых на месторождениях ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» Салмановское (Утреннее) - 74,3 млрд.м3, Северо-Ханчейское - 12,0 млрд.м3, Западно-Тамбейское (ОАО «Газпром») – 23,4 млрд.м3, Хадырьяхинское (ОАО «Сибнефтегаз») – 21,3 млрд.м3, Песцовое (ООО «Газпром добыча Надым») – 17,3 млрд.м3.
Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по подготавливаемым к промышленной разработке месторождениям, в том числе по свободному газу+ газу газовых шапок в Иркутской области - Ковыктинское (ОАО «Газпром») – 156,5 млрд.м3 (с учетом Южно-Ковыктинского и Хандинского участков недр).

Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по разрабатываемым месторождениям по нефти в Республике Башкортостан - Югомашевское (ОАО «Башнефть») – 10,4 млн.т., на юге Тюменской области -Усть-Тегусское (ООО «ТНК-Уват) -11 млн.т., в ХМАО - по Приобскому–61,9 млн.т (в том числе ОАО «НК «Роснефть» - 46,1 млн.т, ООО «Газпромнефть-Хантос» - 15,8 млн.т) и Федоровское (ОАО «Сургутнефтегаз») – 15,9 млн.т; Малобалыкское (ОАО «НК «Роснефть») – 12,7 млн.т. А также в ЯНАО - Сугмутское (ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз») – 16,9 млн.т., в акватории Охотского моря - Одопту-море (Центральный+Южный купол) (Консорциум «Эксон Нефтегаз лтд») - 25,6 млн.т.

По свободному газу+ газу газовых шапок наблюдается прирост в ЯНАО - Уренгойское (ОАО «Арктикгаз») – 78,9 млрд.м3, Юбилейное (ООО «Газпром добыча Надым») – 26,8 млрд.м3, Береговое (ОАО «Сибнефтегаз») – 12,1 млрд.м3, Западно-Таркосалинское (ООО «Газпром добыча Ноябрьск») -11,0 млрд.м3, в акватории Охотского моря - Одопту-море (Центральный+Южный купол) (Консорциум «Эксон Нефтегаз лтд») - 11,9 млрд.м3, в акватории Карского моря: Юрхаровское (ООО «НОВАТЭК-Юрхаров-нефтегаз») - 85,3 млрд.м3.


06.02.2014
Нефтяники вернут из бюджета деньги за геологоразведку
Минприроды предложило правительству ввести налоговые преференции и санкции для стимулирования роста разведки и добычи нефти и газа

Минприроды направило в правительство свои предложения по налоговому стимулированию работ по геологоразведке месторождений нефти и газу и налоговым санкциям за невыполнения этих объемов (копия есть у «Известий»). В случае одобрения инициативы бюджет в течение 20 лет получит дополнительно 1,7 трлн рублей доходов.

Ведомство предлагает комбинировать несколько методов налоговых преференций для тех компаний, которые активно вкладываются в изучение недр. Это налоговые вычеты из НДПИ в размере 60% от суммы средств, вкладываемых компаниями в геологоразведку, отсрочка или снижение разовых платежей за пользование недрами по факту открытия месторождений. А также повышение порога отнесения месторождений к разряду «участков недр федерального значения» (на которые негосударственная компания может не получить лицензию даже в случае открытия месторождения) с 70 млн до 150 млн т извлекаемых запасов нефти.

Поручение правительства РФ стимулировать рост финансирования и объема геологоразведки нефти и газа со стороны компаний оправдано: власти заинтересованы в росте добычи нефти. Если же компании станут эксплуатировать только открытые еще в СССР месторождения, то уже в ближайшие пять лет Россия может столкнуться с существенным падением объема добычи черного золота.

По словам министра природных ресурсов и экологии РФ Сергея Донского, сегодня 88% нефти добывается из залежей, открытых во времена СССР, до 1991 года, и лишь 5% нефти — на залежах, открытых после 2002 года. На период с 2005 по 2012 год добыча нефти в стране росла в основном за счет ввода крупных месторождений, изученных еще в советские годы. Без их учета ее добыча в стране упала бы до 412 млн т (примерно на 85 млн т). Количество открываемых ежегодно месторождений нефти сократилось с 67 штук в 2008 году до 26 в 2013-м.

По данным Минприроды, недропользователей не в полном объеме выполняют обязательства по сейсморазведке и бурению на своих лицензионных участках, задерживая сроки начала добычи сырья. Компании объясняют это разными причинами: от экономической нецелесообразности геологоразведки в некоторых регионах, где слишком высок риск неподтверждения запасов углеводородов и недостаточно инфраструктуры для их транспортировки, до отсутствия необходимых технологий.

— Государство тоже рискует, когда выдает компаниям поисковые и добычные лицензии. Тех, кто не выполняет взятые на себя обязательства, будут лишать лицензий или наказывать рублем. В частности, мы предложили ввести для компаний финансовые гарантии выполнения геологоразведочных работ, а в случае нарушения сроков и объемов проведения таких работ лишать их льгот на срок задержки введения в эксплуатацию месторождений, — говорит глава Минприроды России Сергей Донской.

Именно он изначально лоббировал идею введения налоговых санкций и преференций в целях улучшения исполнения компаниями параметров лицензионных соглашений. По словам министра, в числе предложенных правительству мер — по частям сокращать размер площадей поисковых лицензий (переводя в нераспределенный фонд недр по 25% недоразведанных площадей каждые два года). Есть также планы по увеличению платы за пользование недрами в том случае, если запланированные геологоразведочные работы на участках не ведутся.

По заказу Минприроды энергетический центр бизнес-школы «Сколково» построил микро- и макромодели для оценки эффективности различных инструментов стимулирования геологоразведки (ГРР) и предложил комбинировать несколько методов налоговых преференций в целях увеличения объемов прироста запасов нефти.

По словам директора энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Григория Выгона, наиболее эффективно показал себя комплексный подход, сочетающий налоговые вычеты на сумму 60% от суммы затрат компаний на геологоразведку с применением «консолидации» (объединение ГРР и НДПИ по всем лицензионным участкам), «огораживание с аплифтом» (вычеты расходов на ГРР c учетом инфляции из НДПИ для каждого участка), применением отсрочки и снижение разового платежа за пользование недрами по факту открытия.

Бюджетный эффект от предоставления нефтяникам вычетов затрат на геологоразведку из НДПИ на 20-летний период, по оценкам энергетического центра бизнес-школы «Сколково», составит 1,7 трлн рублей с учетом введения мер налогового стимулирования с 2015 года. Только в Западной Сибири это поможет добиться дополнительной добычи в объеме 138 млн т нефти к 2035 году, в Волго-Уральском районе — 58 млн т нефти при сумме вычетов на геологоразведку нефти только в Западной Сибири в размере 706 млрд рублей.

— В первый год действия льготы суммарные потери бюджета по обоим регионам составят 28,8 млрд рублей при методе «консолидации». В целом за 20 лет они достигнут 0,915 трлн рублей при сумме дополнительных доходов бюджета 2,6 трлн рублей. Снижение или отсрочка разового платежа за пользование недрами (при открытии месторождений по результатам поисковой лицензии) первоначально лишит бюджет страны не более 2 млрд рублей в год, но зато позволит малым нефтяным компаниям, на долю которых приходится 17% объема геологоразведки, раньше начинать добычу на месторождениях, платя с этого налоги в казну. Также мы предложили применение метода «огораживание с аплифтом», который исключает выпадающие доходы бюджета в отличие от метода «консолидации», — пояснил «Известиям» Григорий Выгон.

По словам эксперта, в новых районах добычи нефти с неразвитой инфраструктурой, например в Восточной Сибири, экономический эффект от введения налоговых преференций с целью стимулирования геологоразведки просчитать пока сложно, но именно в этих регионах эффективно увеличение порога отнесения открытых месторождений к «стратегическим»: до 150 млн т. Частные компании опасаются открыть крупное месторождение, ведь в этом случае лицензию на добычу могут отдать госкомпании, поэтому возможны случаи занижения запасов нефти при постановке их на госбаланс.

Предложения Минприроды будут рассмотрены на совещании у вице-премьера правительства по ТЭКу Аркадия Дворковича уже в конце февраля — начале марта.

18.02.2014
Пора в разведку
Искать новые запасы нефти во всем мире становится все сложнее.
Во всем мире открывается все меньше новых запасов нефти. 2013 год стал худшим по этому показателю, что грозит сокращением добычи и удорожанием этого важнейшего ресурса. Правда, эксперты утверждают, что проблема вовсе не в исчерпании нефти как таковой, а всего лишь в недостатке инвестиций в геологоразведку.

2013 год стал худшим за 20 лет в плане открытия новых запасов углеводородов в мире, заявил директор по геологоразведке норвежской нефтяной компании Statoil Тим Додсон, передает «Рейтер».

«Становится все сложнее искать новые запасы нефти и газа, особенно нефти. Вновь открытые месторождения становятся все меньше, они более удаленные, с более сложными условиями, и очень трудно ожидать смены этой тенденции. В будущем замещение запасов будет все более трудным делом», – говорит Додсон.

Это выльется в то, что нефтяники сократят расходы на геологоразведку, особенно в новых регионах, считает директор по анализу энергетического рынка IHS Лайл Бринкер. В будущем это грозит сокращением добычи нефти. «Они урежут расходы на разведку, например, месторождений в Арктике или наиболее глубоководных месторождений, где недостаточно инфраструктуры... Активность останется высокой в таких регионах, как Мексиканский залив и Бразилия, но активность в более удаленных регионах снизится», – ожидает Бринкер.

Все это приводит к тому, что нефтяники все больше интереса проявляют к газовым проектам. «Если взглянуть на соотношение нефти и газа у крупных нефтяных компаний, оно явно смещается в сторону газа просто потому, что им недоступна традиционная нефть», – считает генеральный директор шведской нефтяной компании Lundin Petroleum Эшли Хеппенсталь.

Из-за сокращения геологоразведки нефтяных месторождений цены на нефть должны вырасти, считают эксперты.

По их мнению, инвестиции в геологоразведку могут повыситься не раньше, чем начнут приносить деньги такие крупные проекты по сжижению газа, как Gorgon (54 млрд долларов) компании Chevron или Australia Pacific (25 млрд долларов) компании ConocoPhillips. «Инвесторы успокоятся, и тогда компании смогут повысить активность, но это произойдет примерно через пару лет», – считает Бринкер из IHS.

Для России проблема с геологоразведкой также актуальна. Если в середине 2000-х крупнейшие международные нефтегазовые компании инвестировали в среднем 10% своих бюджетов в геологоразведочные работы, то доля затрат на них в бюджетах российских компаний все еще незначительна, указывают эксперты Ernst&Young в докладе о перспективах развития геологоразведки в России за горизонт 2025 года.

По данным Союза нефтегазопромышленников, если в советское время российские компании бурили 7,5 млн метров поисково-разведочных скважин в год, то в 2012 году – только 700 тыс. метров.
При сопоставимом уровне добычи Petrochina инвестировала в 2011 году в геологоразведку 3,6 млрд долларов, Petrobras – 2,6 млрд, а ведущие российские компании – примерно по 0,5 млрд.

Такой низкий уровень вложений российских компаний объясняется, во-первых, тем, что нефтяники обеспечены запасами, которые достались им по наследству с советских времени, на 20 лет вперед. Во-вторых, тем, что до 2005 года геологоразведочные работы финансировались поровну из федерального и регионального бюджетов, однако затем все права отдали центру. Все это вылилось в недофинансирование геологоразведки как со стороны государства, так и со стороны недропользователей.

Третья причина в том, что инвестиции в геологоразведку характеризуются высоким уровнем риска. Нередко компании малых и средних размеров инвестируют до 50% своих инвестиционных бюджетов в геологоразведку, а затем – в зависимости от результата – либо значительно увеличивают капитализацию, либо оказываются в предбанкротном состоянии.

Проблема России не в нехватке нефти, а именно в том, что российские нефтяники не очень охотно вкладываются в геологоразведку новых месторождений, чтобы потом добывать там нефть, тогда как старые месторождения уже истощаются. То есть потенциально у России много нефти, однако доказанных запасов – в разы меньше.

Так, доказанные запасы нефти России на 2012 год составляют 88,2 млрд баррелей, или 12,4 млрд тонн нефти, тогда как потенциальные запасы нефти только на одних российских шельфах оцениваются в 13 млрд тонн.

При этом российский шельф разведан лишь на 10%. В плане роста запасов имеется большой потенциал и в Восточной Сибири, и на севере европейской части, и в Каспийской нефтяной провинции. Однако основной массив нефтегазовых месторождений в России (более 1/5 неразведанных общемировых запасов) сосредоточен именно на российском Крайнем севере. По экспертным оценкам, там может содержаться до 80% потенциальных углеводородов нашей страны. В сумме вся российская Арктика по ресурсам газа эквивалентна Западной Сибири, а по нефти совсем немного уступает ей.

Для наглядности – мировым лидером по доказанным запасам нефти на 2012 год является далеко не Россия, а Венесуэла с показателем почти в 300 млрд баррелей нефти (почти 18% общемировых доказанных запасов), посчитали в BP. На втором месте Саудовская Аравия, которая располагает 265 млрд баррелей доказанной нефти. На третьем – Канада с 175,2 млрд баррелей.

Именно данные по доказанным запасам нефти и позволяют экспертам говорить о том, что в России осталось нефти не больше чем на 20–25 лет. Потому что сейчас российские нефтяники добывают нефть в основном на месторождениях, на которых была проведена разведка еще в советское время.
В России назрела реальная необходимость проведения более активной и масштабной геологоразведки, в том числе и на континентальном шельфе. Расчеты Ernst&Young показывают, что для сохранения после 2030 года объема добычи нефти на нынешнем уровне 500–520 млн тонн уже сейчас надо увеличить затраты на геологоразведку более чем в три раза. Начиная с 2025 года возможностей действующих и распределенных новых месторождений на суше уже будет недостаточно для сохранения за Россией статуса нефтяной державы. Необходимо вовлекать новые, еще не разведанные месторождения, отмечают эксперты Ernst&Young.

Актуальность геологоразведки именно сейчас объясняется тем, что при обнаружении нефти до реальной ее добычи проходит минимум шесть-девять лет. А если речь идет о трудноизвлекаемой нефти, то это могут быть еще более долгие сроки.

Разрабатывать новые месторождения российским компаниям в одиночку крайне рискованно, лучше разделять риски с иностранными инвесторами. Однако имеется ряд проблем законодательного, политического и налогового характера, препятствующих привлечению иностранного капитала.

Первые шаги уже сделаны для развития российского шельфа. Например, Роснефть взяла в партнеры ExxonMobil для совместного освоения месторождений Карского моря, шельф которого мало исследован геологами. ExxonMobil на первых порах готов выделить 2,2 млрд долларов, но если нефть и газ будут обнаружены, то эта цифра быстро взлетит до нескольких десятков миллиардов.

Российские власти также думают предоставить нефтегазовым компаниям налоговые преференции, чтобы простимулировать этим рост инвестиций в геологоразведку. В начале месяца «Известия» сообщили, что Минприроды уже отправило в правительство соответствующий законопроект.
В частности, предлагается ввести налоговые вычеты из НДПИ в размере 60% от суммы средств, вкладываемых компаниями в геологоразведку. Во-вторых, предлагается ввести отсрочку или снизить разовые платежи за пользование недрами по факту открытия месторождений. В-третьих, изменить понятие «недр федерального значения». Сейчас к таким относят месторождения с 70 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Предлагается увеличить этот порог до 150 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Суть в том, что если частная компания откроет крупный участок недр, который получит статус федерального значения, то получить лицензию на него могут только государственные компании, а частные – в пролете.

Введение новых правил игры должно ускорить введение новых месторождений в фазу промышленной добычи. Работа над мелкими и средними месторождениями станет более выгодней благодаря налоговым вычетам, а частные компании не будут больше опасаться открывать крупные месторождения.

И если сначала российский бюджет, безусловно, понесет потери из-за налоговых льгот, то потом все равно останется в плюсе. В Минприроды посчитали, что за 20 лет действия налоговых преференций бюджет получит 1,7 трлн рублей доходов. И, конечно, главный плюс в том, что по мере истощения советских запасов нефти Россия сможет сохранить нынешний объем добычи нефти на уровне 500 млн тонн в год.