Часто можно услышать, что в России КИН меньше, чем в других странах. Однако нюанс заключается в том, как этот показатель считать. Сейчас в рамках проектной документации определяются проектный и рентабельный КИН. Однако текущая система имеет ряд недостатков. Поэтому в условиях энергоперехода государству требуется пересмотр действующих подходов и ориентация на оптимальный рентабельный КИН — как оптимум между интересами государства и отрасли при определенных макроусловиях, налоговых сценариях и технологических вариантах разработки.
В настоящее время при формировании технических проектов утверждаются два коэффициента извлечения нефти (далее — КИН): технологический и рентабельный. Первый определяется на основе технологических возможностей добычи: предельный дебит нефти скважины 0,5 т/сут и обводненность 98%. Второй — на основе достижения максимального NPV при согласованном макросценарии и действующих налоговых условиях.
Подход к определению технологического КИН тянется со времен Советского Союза (когда к вопросам экономики относились, прямо скажем, поверхностно) и требует переосмысления, т. к. применяемые технологические критерии при определенных условиях могут быть не предельными и не учитывают вариативности опций разработки месторождений, особенно на зрелых стадиях. Как вариант, для оценки технологического КИН можно предложить подход формирования варианта разработки на основе существующих технологий добычи без учета налогов в себестоимости. К тому же должны формироваться варианты разработки, отличающиеся набором применяемых технологий. Должен создаваться банк данных таких технологий, которые попадают туда после подтверждения их эффективности в процессе отработки на технологических полигонах или фактического применения на промыслах.
Рентабельный КИН — это КИН, который получается посредством применения макроусловий и фискального режима. Этот подход наиболее близок к применяемому при оценке запасов по стандартам SPE PRMS. Рентабельный КИН по российской классификации начали считать только с 2015 г. при утверждении технических проектов на разработку месторождений. При этом в отличии от SPE PRMS он пересчитывается не ежегодно, а только при утверждении технических проектов раз в 3-5 лет, а иногда и более. И фактически у государства нет понимания объема рентабельно извлекаемых запасов в стране в текущих макроэкономических условиях.
По поручению премьер-министра в 2019 г. был завершена инвентаризации запасов нефти, первая попытка государства получить оценку доли рентабельных запасов за почти 30 лет с момента перехода на рыночную экономику.
Из-за огромного объема (более 2700 месторождений и около 28,9 млрд т запасов нефти) работа изначально была существенно сокращена: под инвентаризацию попали месторождения с текущими извлекаемыми запасами (ТИЗ) более 5 млн т, которых в России на тот момент было 719 (на них приходится 26,7 млрд т или 92% от текущих технологически извлекаемых запасов). Также из периметра инвентаризации был исключен ряд льготируемых месторождений со специальными налоговыми режимами: СРП, НДД, Самотлор, особая формула вывозной таможенной пошлины. В итоге количество месторождений сократилось до 600 штук с суммарными ТИЗ нефти 17,2 млрд т (60% от ТИЗ нефти Российской Федерации).
Результат инвентаризации показал, что доля рентабельных запасов в ТИЗ варьируется от 36% до 65% в зависимости от макросценария по ценам на нефть и курсу рубля (рис 1).
В рамках инвентаризации также была предпринята первая попытка сближения подходов к оценке экономики в проектной документации и бизнес-планах компании. Дело в том, что сейчас в соответствии с правилами проектирования разработки месторождений рентабельный КИН определяется на основе достижения максимального NPV по всему эксплуатационному объекту (ЭО) в целом. То есть действующий эксплуатационный фонд скважин и новые опции (новое бурение, ГТМ и МУН) являются единым объектом оценки. Компании же в рамках бизнес планирования оценивают их экономику отдельно.
Для анализа степени расхождения в рамках инвентаризации было предоставлено порядка 100 месторождений в поскважинной детализации экономики. Сравнение выявило ряд вопросов к методологическим основам формирования проектных документов. Так, практика оценки месторождений на уровне ЭО скрывает реальную экономику бурения отдельных скважин и кустов, операций ГТМ, в профиль добычи включаются нерентабельные операции. Таким образом, завышаются уровни рентабельной добычи и запасов, которые в реальности достигнуты не будут. Это приводит к тому, что становится невозможно оценить эффекты действующих налоговых льгот по НДПИ, невозможно качественно выполнить оценку эффективности разработки в режиме НДД, корректно оценить последствия введения новых налоговых стимулов для бурения, освоения ТрИЗ и т. д.
Отсутствие возможности тонкой настройки профиля добычи в зависимости от макросценария или налоговых условий при расчетах на уровне ЭО приводит к необходимости дальнейшего совершенствования подходов к оценке рентабельно извлекаемых запасов на основе поскважинного (покустового) расчета.
Задача оценки оптимального рентабельного КИН — это вопрос поиска оптимума между интересами государства и недропользователя при определенных макроусловиях, налоговых сценариях и технологических вариантах разработки.
Государство, как собственник недр, заинтересовано в обеспечении наиболее эффективного извлечения ресурсов из недр, критерием которого как раз и является рентабельный КИН. Нельзя забывать, что базовые нефтегазовые доходы обеспечивают 30% расходов бюджета России, а дополнительные — поступления ФНБ при цене выше 43 долл./барр. Это позволяет не только консервативно подходить к планированию бюджетных расходов, но и инвестировать в развитие инфраструктуры и крупные проекты при благоприятной ценовой конъюнктуре. Фактически, сейчас государство выступает своего рода портфельным инвестором в нефтегазовой отрасли, в интересах которого достижение баланса между стабильными доходами бюджета, инвестициями и поддержанием оптимального уровня мировых цен на нефть. Его инструментами являются общий уровень фискальной нагрузки и его структура, предоставление налоговых стимулов для определенных категорий запасов и активов, ограничение добычи для поддержания баланса цен и развитие инфраструктуры. А для этого надо учитывать не только внутренние потребности отрасли и ограничения, но и ситуацию на мировых рынках.
Поэтому в вопросе долгосрочной стратегии государственного управления объемами и структурой извлечения углеводородов в России нельзя не учитывать заявленный тренд на декарбонизацию ведущих экономик мира, который напрямую влияет на спрос на энергоносители. Сегодня более 120 стран уже представили свои долгосрочные стратегии декарбонизации и их число только будет расти. Евросоюз одним из первых заявил о готовности прийти к нулевым выбросам CO2 к 2050 г. (с учетом замещающих эффектов). Китай взял на себя обязательства по достижению углеродной нейтральности к 2060 г., в том числе за счет перехода на возобновляемые источники энергии и развитие сегмента электромобилей.
Анализ показывает, что все оценки ведущих мировых агентств не предполагают полного отказа от использования нефти и газа даже до 2050 г. Самый радикальный сценарий «net zero», представленный ВР, предполагает сокращения потребления жидких УВ до 79 млн барр./сут. к 2035 г. (-21% к 2018 г.) и до 31 млн барр./сут. к 2050 г. (-69% % к 2018 г.), газа до 3,5 млрд куб.м к 2035 г. (-13% к 2018 г.) и до 2,5 млрд куб.м к 2050 г. (-34% к 2018 г.). ОПЕК и МЭА традиционно более позитивно настроены к традиционным видам топлива в своих сценариях (рисунок 1).
При этом, во всех прогнозах отмечено, что углеводородам гарантировано значительное присутствие в мировом топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) минимум до 2050 г. Более того, эти прогнозы во всех сценариях оставляют нефть основным источником энергии до 2035–2040 гг. с долей в ТЭБ в диапазоне 20-31%. Однако, нельзя не признать, что энергетический рынок уже меняется. Доля ВИЭ в энергобалансе стала весомой — 12% на 2019 г., а продажи электромобилей составили уже почти 5 млн ед.
В результате в долгосрочной перспективе будет сокращаться экспортная ниша для углеводородов и расти конкуренция между добывающими странами для завоевания растущих рынков — Азия, Африка и т. д. А значит, будет снижаться ресурсная рента и цены, и на рынке останутся наиболее эффективные производители на кривой предложения. Более того, необходимо будет обеспечивать «углеродную нейтральность» продукции, что повлечет увеличение затрат. Это нельзя не учитывать при долгосрочном бюджетном планировании и формировании стратегии развития нефтяной отрасли России.
При этом в среднесрочной перспективе могут наблюдаться диаметрально противоположные тенденции. Пандемия COVID-19 и последующий за ней обвал цен привел к значительному сокращению инвестиций в разведку и добычу углеводородов по всему миру. Так, по оценкам МЭА вложения в сегмент сократятся на 30% в 2020 г., и в 2021 не ожидается их восстановление до докризисного уровня. В результате страны с высокой себестоимостью производства — США, Канада, Венесуэла, Бразилия и т. д. — будут ограничены в возможности прироста объемов для покрытия потребностей растущего спроса в 2022 году и далее. И сохранение рыночного баланса будет зависеть от возможностей ОПЕК+ по поставкам дополнительных объемов на рынок. Такие риски уже обозначали в своих прогнозах ведущие инвестбанки мира — Bank of America и JP Morgan chase. В представленных отчетах обозначено, что при неблагоприятном сценарии цены могут взлететь до космических 100+ долл./барр.
Таким образом, в ближайшие десятилетия России как одному из крупнейших производителей и балансировщику рынка придется сначала столкнуться с потребностью увеличения добычи для покрытия потребностей спроса и монетизации своей ресурсной базы, а затем с возрастающей конкуренцией на рынке и снижением ресурсной ренты. В этих условиях, регуляторам требуется инструментарий для оценки ситуации и управления ресурсной базой. А именно, необходимо понимать:
Как показал анализ инвентаризации, для ответа на эти вопросы необходимо реформирование подходов к разработке проектной документации, как в части оценки экономики, так и в части увеличения технологических опций.
Детализация экономики месторождений УВС на уровне скважин даст государству инструмент для анализа действующих льгот и дальнейшей тонкой настройки налогового режима в нефтегазовой отрасли. Конечно, поскважинные экономические расчеты требуют повышения требований к качеству гидродинамических, газодинамических моделей и инженерных расчетов, которые сейчас предоставляются в ФБУ ГКЗ при согласовании технических проектов.
Надо отметить, что наличие в системе Роснедр инструментария ежегодного пересчета технических проектов (переоценки количества рентабельных запасов) в зависимости от изменения цен на УВС и налоговых условий стало бы первым шагом к формированию ежегодного аудита запасов углеводородов, которое является одной из ключевых потребностей для управления рыночными рисками в отрасли.
Кроме этого, необходимо формирование системы стимулов для монетизации ресурсной базы и ввода нерентабельных опций в ближайшие 10-20 лет, а также государственная поддержка развития технологий, позволяющих повысить эффективность разработки ресурсов и обеспечить углеродную нейтральность их освоения для сохранения своих позиций на рынке.
Директор практики «Госрегулирование ТЭК» VYGON Consulting Дарья Козлова
Директор по консалтингу в секторе разведки и добычи нефти и газа VYGON Consulting Сергей Клубков