Выход на промышленную разработку российских запасов трудноизвлекаемой нефти

Из вышеописанного очевидно, что несмотря на рост энтузиазма компаний в отношении разведки российских нетрадиционных запасов, а также включение в данный процесс международных компаний, деятельность по большей части касается проектов ОПР с целью оценки размера запасов и реальности их промышленного извлечения. Первые результаты, как представляется, подтвердили геологические неопределенности, о которых упоминалось выше, при этом начальные дебиты скважин составляли от 75 баррелей в сутки до 2000 баррелей в сутки, а в некоторых исключительных случаях доходили до 7000 баррелей в сутки. Они также подтвердили наличие хорошо известного присущего сланцам явления быстрого падения добычи из отдельных скважин, когда дебит скважины во 2-м году эксплуатации составляет в среднем лишь 30 процентов от дебита 1-го года, а в 3-ем году эксплуатации дебит падает до всего лишь 20 процентов от начального, вслед за чем начинается долгое пологое падение дебита (см. типовой профиль добычи на Рис. 4). Больший риск, создаваемым данным явлением, еще более усугубляется более высокой стоимостью бурения необходимых горизонтальных скважин на глубину больше той, что традиционно использовалась в России для разработки нефтяных месторождений. В то время как средняя вертикальная скважина, пробуренная на традиционном западно-сибирском нефтяном месторождении, может стоить 1–2 млн. долларов, горизонтальная скважина, пробуренная на нижележащий баженовский слой, вероятнее всего, будет стоить в районе 8–10 млн. долларов, при этом некоторые буровые компании оценивают возможную стоимость бурения в 15 млн. долларов в случае более сложных скважин. Для сравнения отметим, что американская компания “Hess” сообщила о том, что средняя стоимость бурения и заканчивания одной ее скважины на баккеновскую сланцевую формацию в Северной Дакоте сейчас составляет 8,6 млн. долларов, а компания “Marathon Oil” сообщает о том, что средняя стоимость ее скважины, пробуренной на сланцевую формацию Игл-Форд, составляла около 8–8,5 млн. долларов в четвертом квартале 2012 г. В России некоторые компании упоминали гораздо более низкие затраты на бурение, при этом Роснефть приводила цифру 5 млн. долларов за скважину, но представляется очень маловероятным, что средняя стоимость бурения и полного заканчивания скважины будет ниже, чем на очень конкурентном рынке США.

В свете данных высоких затрат на скважины, разброса дебитов и резких темпов падения добычи, которые так отличаются от традиционной российской модели нефтяного месторождения, экономические показатели разработки нетрадиционной нефти из баженовских сланцевых формаций требуют наличия налоговой системы, которая позволяет осуществлять быструю окупаемость затрат. Нынешняя российская система, однако, создана для отрасли, по большей части ведущей добычу из существующих месторождений с низкой потребностью в капиталовложениях. Она основана на роялти с дохода (т.е. налоге на добычу полезных ископаемых, сокращенно НДПИ) и режиме налога на экспорт, применяемом к каждому баррелю в равном размере, от первоначальной добычи и до окончательного истощения, без введения поправки на рентабельность. Как результат, исторически сложилось так, что промышленное освоение запасов нетрадиционной нефти в России очень сложно обосновать, особенно виду того, что действующая ставка налога при цене нефти 100 долларов за баррель составляет около 60 процентов, исходя из того, что 45 процентов добычи идет на экспорт, а 55 процентов реализуется на отечественном рынке. Например, по расчетам автора, скважина, пробуренная на баженовскую свиту, стоимостью 9 млн. долларов и с начальным дебитом 50 т/сут. (370 баррелей в сутки) имеет ВНР (внутреннюю норму рентабельности) минус 5% при цене нефти 100 долларов за баррель в соответствии с налоговой системой, общепринятой в первой половине 2013 г. Действительно, чтобы достичь 15% минимальной ставки доходности, необходимо, чтобы цена нефти на экспорт составляла значительно выше 200 долларов за баррель (исходя из того. что 45% нефти экспортируется).

Как результат, между нефтяными компаниями и российским правительством на протяжении уже долгого времени ведется обсуждение возможности введения либо режима налогообложения прибыли, либо снижения текущих ставок НДПИ и/или налога на экспорт. В результате этого был принят в первом чтении законопроект, который существенно снизит, а в некоторых случаях исключит НДПИ (платеж роялти) при освоении месторождений трудноизвлекаемой нефти. Законопроект, в рамках которого сделана попытка предоставить налоговые льготы в отношении широкого спектра трудноизвлекаемой нефти, по сути разделяет проекты на категории в зависимости от показателей проницаемости коллекторов, степени выработанности месторождения и размера нефтенасыщенного пласта. После этого применяются различные коэффициенты с целью снижения уровня НДПИ, при этом, например, к нефти, добытой из слоев с очень низкой проницаемостью и толщиной не более 10 метров, применяется коэффициент 0,2 (т.е. соответствующая компания платит 20 процентов от текущей ставки НДПИ), в то время как к нефти из аналогичных коллекторов толщиной более 10 метров будет применяться коэффициент 0,4. К глубоким отложениям тюменской свиты, упомянутым выше, будет применяться коэффициент 0,8, означающий, что налоговая льгота на всю добытую нефть будет не такой уж большой, но к сланцевым формациям в баженовской свите и связанных с ней Абалакским, Хадумским и Доманиковым горизонтах будет применяться нулевой коэффициент, а это означает, что они не будут облагаться НДПИ в течение 180 налоговых периодов (эквивалентных 15 годам).

Непосредственное воздействие данного изменения налога на типичную скважину в сланце, производящую 50 тонн в сутки и стоящую 9 млн. долларов, впечатляюще, но не до конца убедительно. ВНР возрастает от минус 5% до плюс 7%, но учитывая то, что большинство компаний устанавливает свою минимальную ставку доходности в диапазоне 15-20%, этого все еще будет недостаточно для обоснования инвестиций. Это подчеркивает основную проблему с налоговой льготой по НДПИ, а именно то, что при этом продолжает применяться та же самая льгота ко всем скважинам, независимо от стоимости или начального дебита, без учета рентабельности. По сути, это та же самая проблема, которая стоит сейчас перед всей российской нефтяной отраслью в целом, за исключением того, что она усиливается ввиду высоких соответствующих затрат и огромной области неопределенности в отношении многих из исходных допущений в экономических расчетах. На Рис. 5 показаны существенные различия в экономических результатах между разнообразными допущениями по стоимости скважин и начальным дебитам, что представляет собой все еще нерешенный вопрос для всех нефтяных компаний, планирующих вести освоение российских запасов нетрадиционной нефти.

Как видно из вышеприведенного, скважина с начальным дебитом 50 т/сут. и стоимостью 9 млн. долларов имеет ВНР 7 процентов, но та же самая скважина при дебите 75 т/сут. имеет ВНР 24 процента, а при дебите 100 т/сут. ВНР взлетает до 44 процентов. Аналогичным образом, скважина с дебитом 50 т/сут. имеет ВНР 16 процентов при стоимости скважины 7 млн. долларов, но лишь 2 процента при стоимости скважины 11 млн. долларов. Хотя может казаться неудивительным, что 50% рост дебита приводит к значительному повышению ВНР, главная идея здесь заключается в том, что дебит скважины 75 или 100 т/сут. находится вполне в пределах параметров возможных результатов, но 25 т/сут. – это также очень даже возможный дебит, при котром ВНР составляет лишь чуть больше нуля, даже если стоимость скважины снизится до 5 млн. долларов. Более того, данные экономические показатели учитывают лишь стоимость успешного освоения скважины и не вводят поправку на стоимость возможных 35 процентов скважин, которые могут оказаться сухими или малопродуктивными (нерентабельными). Даже если данную процентную долю сухих скважин снизить до 25% или даже 20%, воздействие дополнительной стоимости одной непродуктивной скважины из пяти добавит более 2 млн. долларов к стоимости каждой продуктивной скважины и, как показано на Рис. 4, это может легко перевести скважину с дебитом 75 т/сут. в разряд экономически необоснованных.

При том, что средняя скважина в баженовской свите имеет начальный дебит 50 т/сут., однако, неудивительно, что ряд компаний продолжает бороться за получение от российского правительства дополнительных налоговых льгот, в т. ч. за снижение ставки налога на экспорт. В настоящее время такой шаг не рассматривается, в частности потому, что воздействие на и так уже раздутый российский бюджет, полагающийся в основном на налоги на экспорт нефти, будет слишком большим, и Министерство Финансов не пойдет на это. Как результат, хотя нынешнее освобождение от НДПИ определенно является положительным шагом к освоению российских запасов сланцевой и трудноизвлекаемой нефти, его может быть недостаточно для стимулирования полномасштабной эксплуатации данных запасов в краткосрочной перспективе. Ключевой индикатор соответствия налогового режима, вероятно, появится только после завершения в 2015 году проекта ОПР, выполняемого Роснефтью и ExxonMobil, т.к. благодаря нему будут получены несколько более точные оценки ключевых параметров добычи и затрат для экономических расчетов, а ExxonMobil вряд ли примет решение об осуществлении дополнительных существенных затрат, если оно не будет вписываться в рамки устраивающего компанию режима налогообложения.