Инвестиции в нефтяной сектор в 2009 году останутся на уровне 2008 года

Заместитель министра энергетики РФ Сергей Кудряшов рассказал о состоянии нефтегазовой отрасли и мерах по поддержке этого бизнеса

Москва. 7 июля. INTERFAX.RU - Одним из главных приоритетов министерство энергетики РФ считает государственную поддержку малых и средних предприятий России, работающих в нефтегазовой отрасли. О состоянии отрасли и о мерах поддержки этого бизнеса рассказал в интервью Агентству нефтяной информации (АНИ) заместитель министра энергетики РФ Сергей Кудряшов.

Мировые цены на нефть стабилизировались около $70 за баррель. Можно ли говорить о возможности роста добычи нефти в РФ по итогам 2009 года? Каковы основные тенденции развития нефтяной отрасли в ближайшие пять лет?

Сейчас в качестве основного тренда в нефтяной отрасли можно назвать рост добычи. Итоги пяти месяцев показывают, что по сравнению с прошлым годом у нас выросла суточная добыча нефти. Это позволило ликвидировать отставание от прошлого года в объеме 1,3 млн тонн, связанное с тем, что в 2009 году на один день меньше, чем в 2008 году. Кроме этого, мы надеемся, что во втором полугодии будет запущен новый крупный проект - Ванкорское месторождение. Таким образом, добыча нефти предполагается не ниже прошлогоднего уровня.

Сохранение стабильности в нефтяной отрасли обеспечено своевременными решениями правительства по совершенствованию налогообложения, в частности, введением более гибкой системы исчисления НДПИ и экспортной пошлины. Эти меры позволяют нефтяным компаниям реализовать ключевые инвестиционные проекты.

То есть в этом году нефтяные компании не будут значительно сокращать инвестиции и добычу нефти?

Инвестиции в нефтяной сектор в 2009 году останутся на уровне 2008 года, не меньше. На текущий момент по ряду компаний, таких как, например, "Роснефть", мы констатируем даже увеличение инвестиций.

В настоящее время ведомства обсуждают вопрос о том, на какие месторождения должно быть направлено налоговое стимулирование - на старые или новые. Какова позиция министерства в этом вопросе?

Наибольшие проблемы связаны с освоением новых месторождений. И нужно сделать все, чтобы капитал пошел в их разработку. Сейчас мы проводим работу с нефтяными компаниями, направленную на налоговое стимулирование новых месторождений. Но мы не должны забывать и старые месторождения, поскольку в ближайшие пять лет добыча будет в основном базироваться на месторождениях, уже вовлеченных в разработку.

В чем суть предложений Минэнерго по изменению налоговой системы в нефтяной отрасли?

Мы считаем, что необходимо сделать эту систему адаптивной. Она должна автоматически реагировать на изменения макроэкономических показателей и обеспечивать возможности отрасли к воспроизводству и развитию. Такая система должна обеспечить рентабельность разработки как старых, так и новых месторождений в широком диапазоне мировых цен на нефть. Это должен быть понятный налог, направленный не на выручку компаний, а на результат их работы. Главные задачи новой системы заключаются в том, чтобы она хорошо администрировалась, позволила сохранить объем инвестиций в отрасль и поступлений в бюджет. На первом этапе нужно отработать эту систему для новых месторождений. Мы работаем с Минфином по этому вопросу и каких-то серьезных разногласий с этим ведомством у нас нет.

Какие меры поддержки малых нефтяных компаний предлагаются?

В первую очередь, конечно, меры налогового стимулирования путем перехода на новую систему налогообложения. Им (малым компаниям - АНИ) налог не с объема, а с результата работы как раз и позволит выжить. Вторая актуальная проблема - это развитие наземной инфраструктуры. Для месторождений с несколькими сотнями тысячами тонн создавать инфраструктуру по подготовке нефти и газа очень тяжело, и не окупаемо даже при новой системе налогообложения. Малые компании с небольшими месторождениями нуждаются в решении вопроса интеграции с инфраструктурой, созданной крупными вертикально-интегрированными компаниями. Мы это понимаем и хотим начать серьезно работать над этой проблемой. Будем смотреть, как тут найти выход и сделать так, чтобы это позволило развиваться малому бизнесу и заинтересовало ВИНКи. В этом плане хороший пример - работа компаний в Татарстане. При хорошей организации и хорошем отношении "Татнефти" к мелким компаниям им удается работать очень эффективно. Необходимо этот опыт распространять и использовать.

На каком этапе находится разработка "банка качества" нефти?

Сейчас видится две модели: сортовая и монетарная. При монетарной модели один недропользователь получает прибыль от сдачи нефти в "трубу", другой ее как бы теряет.

У нас в стране создана уникальная система нефтепроводов, которая позволяет формировать потоки с определенным качеством нефти. В мире десятки сортов нефти. Россия добывает 12% от общемирового производства нефти, но при этом у нас действует фактически всего три сорта: это Urals, Siberian Ligth и марка "Сокол", добываемая в рамках проекта "Сахалин-1". Поэтому мы больше склоняемся к идее, когда государство и нефтяники могли бы за счет создания новых эталонных сортов получить дополнительные плюсы. Сейчас Минэнерго с "Транснефтью" и другими компаниями очень серьезно прорабатывает задачу введения эталонного сорта нефти в портах Козьмино и Приморск.

"ЛУКОЙЛ" предложил для решения проблемы "банка качества" перейти на систему измерения нефти по объему, а не весу. Каково ваше мнение?

"ЛУКОЙЛ" предлагает оценивать только одно качество нефти - это ее плотность. Но существует и второй фактор, который очень серьезно влияет на все марки нефти - это содержание серы. Мало того, показатель содержания серы даже больше влияет на рынок, чем ее плотность. Поэтому простой переход с тоннажей на баррели ситуацию не изменит. Весь мир работает в двух параметрах.

В последнее время нефтяные компании критикуют системы месторождений федерального резерва и федерального значения, введенные поправками в закон "О недрах". Не приведут ли такие поправки к стагнации в нефтяной отрасли или оттоку инвестиций со стороны частных нефтяных компаний от разработки российских недр?

Закон "О недрах" оставляет за государством право принять решение о предоставлении или отказе в выдаче лицензии в случае открытия месторождения федерального значения. Оно может принять решение о предоставлении этой лицензии недропользователю, открывшему месторождение. Отказ правительства возможен, в случае, если выдача лицензии создает угрозу для безопасности страны. Закон "О недрах" не говорит, что правительство однозначно будет отбирать лицензии у недропользователей. Сегодня пока не было ни одного прецедента, чтобы у кого-то что-то отняли.

Но, например, "ЛУКОЙЛ" уже столкнулся с проблемой продления лицензии разработку структуры "Центральная".

Для разработки месторождений на шельфе законодательство более жесткое. В нем четко прописано, кто имеет право работать на шельфе. Но поправки распространяются только на месторождения, открытые после их принятия. У нас закон не имеет обратной силы. Что касается "Центральной", то кроме "ЛУКОЙЛа" там есть второй недропользователь - "Газпром", и "ЛУКОЙЛу" нужно согласовать с ним свои действия. Это вопросы корпоративной этики. Кроме того, следует учитывать, что законодательство не исключает возможности создания различных форм сотрудничества. Мы видим сейчас различные варианты сотрудничества, например, "Газпрома" с Total и StatoilHydro по Штокману. Эта форма не нарушает законодательства и не мешает развитию проекта. Поэтому, мы считаем, что менять законодательство на данный момент не имеет смысла.

А государственные компании потянут самостоятельное освоение шельфа?

Развитие идет step by step. Например, "Роснефть" сейчас работает в проекте "Сахалин-1" и уже набралась большого опыта. Мы считаем, что на данном этапе она уже готова к тому, чтобы осваивать месторождения на шельфе самостоятельно. "Газпром" работает в проекте "Сахалин-2", на Штокмане и на Приразломном месторождении. Это уникальные проекты в Арктике.

Согласовало ли Минэнерго программу министерства экономического развития по освоению шельфа? Какие замечания по этой программе были высказаны?

Мы высказали определенные замечания, но в целом по этому документу идет конструктивная работа. Мы считаем, что эта программа должна быть разбита на несколько этапов, и движение должно идти от освоения месторождений уже в достаточной мере изученных регионов шельфа к менее изученным. При этом освоение шельфа должно идти во взаимоувязке с другими регионами добычи углеводородов и в соответствии с перспективными потребностями в нефти и газе на целевых рынках. В части налогового режима мы полагаем, что необходимо попытаться создать такую фискальную систему, которая позволила бы при едином режиме для всех месторождений эффективно осваивать, в том числе, и месторождения шельфа и переходить к предоставлению индивидуальных льгот для отдельных регионов шельфа, как это сейчас предлагается Минэкономразвития России, только в случае невозможности создания такого рода системы.

Одним из примеров синхронизации называют программу освоения Ямала и месторождений севера Красноярского края. В каком состоянии сейчас эта программа? Принято ли решение о финансировании строительства нефте- и газопроводов в этом регионе?

В настоящий момент определены основные направления по разработке и освоению месторождений, находящихся на территории Ямала и месторождений севера Красноярского края. Западная Сибирь остается одним из крупнейших регионов по запасам углеводородов в мире. Основные запасы сосредоточены на Ямале и на севере Красноярского края. Они не вовлекаются в разработку ввиду отсутствия инфраструктуры для транспортировки углеводородов.

Ввод в эксплуатацию новых месторождений Ямала позволит России обеспечить устойчивые уровни добычи углеводородов для обеспечения спроса как внутри страны, так и за рубежом.

Министерство энергетики РФ по поручению правительства разработало основные положения комплексного освоения Ямала и поддерживает необходимость совместной работы на полуострове государства и крупного бизнеса. Объемы и принципы финансирования будут определены в процессе разработки самой программы.

Реализация данной программы также потребует создания и расширения таких нефтепроводов как Пурпе-Самотлор и Ванкор-Пурпе. Решен ли данный вопрос? Рассматривается ли возможность передачи "Роснефтью" нефтепровода Ванкор-Пурпе в собственность "Транснефти"?

Есть понимание об однозначной необходимости строительства Пурпе-Самотлор. Требуется как минимум 50 млн тонн. В рамках работы над программой комплексного развития региона решение еще будет уточнятся. Что касается использования Ванкор-Пурпе, то "Роснефть" предложила все возможные варианты. Компания специализируется в таких сегментах рынка как добыча нефти, ее переработка и реализация, а вот в сегменте транспортировки нефти у нас специализируется "Транснефть". И "Роснефть" эту компетенцию на Ванкор-Пурпе готова передать "Транснефти" в различных вариантах: продать, передать в эксплуатацию. Все предложения на текущий момент оцениваются. Но все прекрасно понимают, что чем больший объем нефти будет через эту трубу прокачен, тем меньше будут удельные издержки.

Насколько может быть увеличена мощность Ванкор-Пурпе?

В принципе "Роснефть" просчитала до 50 млн тонн.

Какой объем инвестиций в нефтепереработку необходимо делать ежегодно, чтобы выполнить требования Техрегламента?

В 2009-2011 годах необходимость инвестиций нефтяными компаниями оценивается в 224 млрд рублей. Но сегодня, как мы видим, инвестпрограммы компаний движутся очень интенсивно.

Глава правительства недавно сообщил, что поручил Минэнерго подготовить программу по повышению производства СПГ в России. В чем суть этой программы?

Задачи по повышению производства СПГ частично отражены в Генеральной схеме газовой отрасли. Предполагается формирование трех центров производства СПГ - на Дальнем Востоке, на Ямале и Штокмане. Все эти центры детально прорабатываются. Так, на Дальнем Востоке рассматривается вопрос расширение СПГ-завода в рамках "Сахалина-2". Дальнейшее будет зависеть от результатов геологоразведки на Киринском блоке. Кроме этого, к 2016 году "Газпром" прорабатывает вопрос строительства газопровода от Чаянды до Владивостока, на конце которого предполагается создание нового СПГ-завода. Этот узел синхронизируется уже сегодня. Второй узел - Штокмановский проект - более приближен к сегодняшнему дню. Третий узел - проект СПГ на Ямале - является более тяжелым вопросом, поскольку само Карское море делает нам определенный вызов. Эти три узла будут поочередно один другой дополнять. Кроме того, реализация этих проектов позволит "Газпрому" получить новый приток знаний, специалистов, технологий. И можно очень хорошо выстроить систему, при которой люди и технологии из одного проекта двигались в другой проект.