Положение дел в нефтегазовой отрасли

Низкие темпы геологоразведки и истощающиеся месторождения, требующие инвестиций для повышения нефтеотдачи и экономической эффективности, остаются основными проблемами нефтегазового сектора Казахстана. Республика значительно отстает от передовых стран стран по объемам разведки, отмечает генеральный директор юридической фирмы Avantgarde Group Руслан Мухамедов, принимавший участие в разработке нового кодекса.

«Согласно данным министерства по инвестициям и развитию, в Казахстане на каждый квадратный километр приходится $7 инвестиций в геологоразведку, в то время как в Канаде около $203, в Австралии – $167. Мы в разы отстаем по приросту запасов, а большинство открытых в советское время месторождений розданы действующим недропользователям», - говорит Мухамедов.

Для активизации геологоразведки стране необходимо стимулировать малые и средние компании, присуждая им налоговые льготы. Так как крупные транснациональные компании интересуются только большими проектами, малые нефтегазоносные поля остаются неразведанными, объясняет экономист Жарас Ахметов. При этом снижение расходов на разведку критично именно для малого и среднего бизнеса, так как для крупных иностранных игроков подобные затраты в Казахстане остаются незначительными.

«Такие затраты растворяются в глобальных расходах, которые они несут по всему миру и компенсируются глобальными доходами, которые они имеют. Для малых и средних компаний, которые пытаются заниматься геологоразведкой, это существенные расходы, которые в случае неудачи они ничем не могут компенсировать. Для них это очень высокие риски. Любое снижение рисков будет стимулировать их к геологоразведке», - отметил Ахметов.  

Месторождения нефти на поздней стадии разработки или разрабатываемые на пределе рентабельности нуждаются в технологиях для повышения экономической эффективности и снижения себестоимости нефти. Это критично при текущих ценах на нефть и наличии обязательств по поставкам на внутренний рынок. Проблема затрагивает не только малые и средние компании, но и крупные по казахстанским меркам добывающие предприятия.

«Это проблема для «Озенмунайгаза» (компания входит в состав РД КМГ – V), на месторождении «Каражанбас» в Мангистауской области. Проблема многих полей в Атырауской и Актюбинской областях», - говорит Ахметов. «Пока стимулов, особенно после падения цен на нефть, заниматься такими месторождениями и их развитием – нет. Они дают достаточно небольшой объем добычи. Поэтому всё, что направлено на стимулирование повышения нефтеотдачи пласта, снижение обводненности – это капитальные расходы, внедрение новых технологий – должно приветствоваться», - добавил экономист.   

Основная добыча нефти в Казахстане, по оценке Ахметова примерно три четверти, приходится на крупные компании РД «КазМунайГаз», «СНПС-Актобемунайгаз» и месторождения Тенгиз, Карачаганак, Кашаган. Тогда как малые и средние месторождения дают 20-30% от общего объема производства. Согласно прогнозу рейтингового агентства Fitch, в 2025 году доля трех крупнейших месторождений Тенгиз, Кашаган и Карачаганак в общем объеме добычи достигнет 75%, увеличившись с 50% в 2015 году.

«Преимущественно, все проблемы у нас сводятся к налоговому законодательству и госрегулированию рынка нефтепродуктов. По факту, если провести соответствующую налоговую реформу и сделать экономически привлекательными нефтяные операции – это раз, а во-вторых – сделать равнодоходными поставки на внутренний рынок и на экспорт, никаких больше нововведений не требуется, чтобы малые компании почувствовали себя лучше. Однако нужно понимать, что выравнивание нэтбеков может привести к росту конечных цен на топливо в стране и возможному социальному недовольству», - пояснил Мухамедов.  

Решает ли проблемы новый Кодекс о недрах?

Основные улучшения в новом кодексе направлены на привлечение новых инвестиций в геологоразведку, резюмирует Мухамедов. Министерство энергетики прогнозирует, что новый Кодекс о недрах позволит привлечь до $1 млрд инвестиций в нефтегазовую отрасль. При этом в 2017 году ведомство прогнозировало, что добыча на мелких и средних месторождениях сократится с 36 млн. тонн в 2016 году до 33 млн. тонн в 2020. Активность геологоразведочных работ в ближайшие годы покажет, сможет ли Казахстан изменить тенденцию к падению на мелких и средних месторождениях.  

Из положительных нововведений на стадии разведки (также и для ТПИ) предусмотрены фискальные льготы – отменены расходы на социально-экономическое развитие региона, обучение местного персонала, а также научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы. Для нефтегазовых проектов (УВС) эти выплаты начинаются со второго года добычи. Также власти отменили в Налоговом кодексе Бонус коммерческого обнаружения (БКО) для УВС и ТПИ.  Участники отрасли часто называют БКО «наказанием за успех» – фиксированный платеж предусматривался за коммерческое обнаружение полезных ископаемых на контрактной территории. Обязательства по НИОКР, соцразвитию регионов и обучению местного персонала возвращаются на периоде добычи. По мнению юриста по налогам Габитжана Кудайбергена, отмена БКО поможет стимулировать недропользователей «увеличивать расходы на геологоразведку».

В Кодексе также упрощены процедуры получения права недропользования и согласование проектных документов (для УВС и ТПИ). Для углеводородного сырья сохранены только аукционы на присуждение права недропользования, в которых компании конкурируют между собой по размеру подписного бонуса. «Требования для лиц, претендующих на получение права недропользования, сводится к наличию достаточных средств на проведение разведки», - говорит Мухамедов.

Кроме того, теперь, если компания или физическое лицо обратилось за получением права недропользования на определенном участке недр,  такой участок в обязательном порядке выставляется на аукцион. В случае, когда заявитель является единственным претендентом, он получает право недропользования без проведения аукциона, заплатив минимальный подписной бонус. Однако в кодексе прописаны ограничения для морских проектов – чтобы получить участок недр на море, заявитель или его материнская компания должны обладать соответствующим опытом проведения морских операций в Казахстане либо за рубежом.

Согласно нынешним нормам Кодекса, победитель аукциона получает право недропользования в течение 20 дней, а после приступает к разработке проектного документа. Старая же процедура требовала перед подписанием контракта утвердить проектный документ, пройти несколько экспертиз, в том числе по экологии и промбезопасности, а также получить подтверждение центральной комиссии по разработке месторождений. Всё это могло растянуться почти на два года.

Теперь для углеводородного сырья действуют контракты на совмещенную разведку и добычу – будет два типа контрактов «разведка и добыча» и «добыча». Максимальная продолжительность периода разведки при заключении контракта на «разведку и добычу» углеводородов составляет не более шести последовательных лет, а на участке недр на море либо по сложным проектам  – не более девяти лет.  Период добычи составляет максимум 25 лет, для крупных и уникальных месторождений -  45 лет.  

«Для инвесторов повышается привлекательность, потому что, имея совмещенный контракт, ты однозначно переходишь на добычу, если найдешь месторождение», - полагает Мухамедов. По мнению юриста, в новом Кодексе взаимодействие недропользователя и властей четко регламентировано, и неурегулированные вопросы, остающиеся на усмотрение госоргана, преимущественно устранены.

Также власти отказались от рабочей программы в период как разведки, так и добычи (норма распространяется на УВС и ТПИ). Рабочая программа – это показатели из проектного документа, которые заносятся в контракт в качестве контрактных обязательств и угрожают штрафом в случае невыполнения. Теперь любые изменения в проектный документ никаким образом не требуют изменений в контракт.

Новые риски для нефтедобывающих компаний

Однако положительные компоненты нового Кодекса разбавляются новыми рисками. К примеру, государство получило право не продлевать контракт на добычу нефти на основании «отсутствия намерения компетентного органа на продление контракта». Другими словами, власти могут отказать компании в продлении контракта без причины.  

«В старом законе такого основания нет, а в кодексе появилось «отсутствие намерения компетентного органа на продление контракта». По старому порядку, если не было нарушений контрактных обязательств и соблюдены сроки подачи заявления, то и нет оснований отказывать, контракт продлевался. Что касается твердых полезных ископаемых, старый порядок сохранился, нововведение добавили только для углеводородного сырья», - пояснил Мухамедов.  

Из-за новых условий Кодекса также возможен рост по отчислениям на ликвидацию последствий недропользования для некоторых компаний, считает Мухамедов. Упразднен старый механизм формирования ликвидационного фонда, когда недропользователи отчисляли 1% от затрат на геологоразведку или добычу на специальный депозитный счет в банке второго уровня в Казахстане, средства с которого могли использоваться с разрешения компетентного органа. Согласно кодексу, новым методом формирования ликвидационного фонда станет «обеспечение исполнения обязательств в виде залога банковского вклада» в размере, определяемом в проектном документе в привязке к уровню добычи.

«Пока уровень добычи небольшой, отчисления в ликвидационный фонд небольшие. С ростом добычи отчисления будут возрастать. Однако нельзя однозначно сказать, станет ли это дополнительной нагрузкой или нет. Для каждого недропользователя надо считать отдельно», - говорит Мухамедов. По его словам, в старой схеме государству было сложно обратить взыскание на депозиты недропользователей через судебные разбирательства, если он был признан банкротом. В новом кодексе это работает как залог в пользу государства. «В случае неисполнения недропользователем обязанностей по ликвидации последствий недропользования, государство будет обращать взыскание на предмет залога и на эти деньги самостоятельно проводить работы по ликвидации с привлечением профессиональных организаций», - приводит пример юрист.

Остается нерешенным вопрос закупок – сохранились штрафы за невыполнение казахстанского содержания. Хотя иногда их нельзя избежать из-за того, что отечественные нефтесервисные компании и машиностроительные заводы не в состоянии выполнить некоторые заказы. Кроме того осталась без изменений сама процедура закупок, которую участники рынка называют бюрократизированной. На данный момент государство имеет право требовать не более 50% местного содержания в закупе работ и услуг. Для новых контрактов казсодержание в работах и услугах должно составлять не менее 50% до 2021 года (при продлении контракта на добычу может быть снижено), в товарах – 0% (с 2015 года).

Проблема Бенефициарного права

Но главной недоработкой Кодекса остаётся нежелание делать добывающие сектора прозрачными. В 2005 году Казахстан присоединился к реализации Инициативы прозрачности добывающих отраслей (ИПДО). Это международный стандарт, который должен обеспечить прозрачность доходов нефтегазовой и горно-металлургической отраслей.  Согласно международному требованию стандарта ИПДО 2016, к 2020 году Казахстан должен начать раскрытие конечных владельцев в добывающих отраслях. Данные, при этом, должны публиковаться в свободном доступе. Согласно стандарту, информация должна содержать имя, национальность и страну проживания владельца, а политически значимые лица должны раскрыть права собственности в компаниях.

ИПДО определяет конечного бенефициара по отношению к компании как «физическое лицо (лица), которое в конечном итоге прямо или косвенно владеет юридически лицом или контролирует его». То есть, бенефициар должен быть реальным человеком и им не может быть доверенное или замещающее лицо. Кроме того, конечный бенефициар может не иметь долевое участие в компании, но получать экономическую выгоду от деятельности бизнеса через другие соглашения или контролировать компанию. Прозрачность бенефициарного права помогает решить проблему скрытой собственности и избежать конфликта интересов в добывающей отрасли, которые создают множество коррупционных рисков.

В новой версии Кодекса о недрах отсутствует определение «бенефициарный владелец», потому требования по его раскрытию требуют доработки. В международном секретариате ИПДО рекомендуют, во-первых, ввести дефиницию «бенефициарный владелец/бенефициар»; во-вторых, уточнить конкретные признаки/критерии, которые определяет бенефициара. Понятие «бенефициарное право» единственный раз упоминается в статье 47: «недропользователь обязан уведомлять госорган об изменении бенефициарного владельца и контроля над недропользователем». Но из-за вышеупомянутых недоработок статья 47 не позволяет в полном объеме получить все необходимые данные для определения конечного бенефициара.

Также документ не предусматривает открытый доступ для общественности к такой информации. Ранее Национальный секретариат ИПДО обратился к добывающим компаниям в Казахстане с просьбой добровольно раскрыть конечных бенефициаров. «Из 130 компаний, ведущих деятельность в Казахстане, 90 проигнорировали просьбу и только 10 предоставили информацию – большинство из них публичные компании», - отметили в международном секретариате ИПДО.

До 2020 года у властей есть возможность внести необходимые изменения в законодательство для раскрытия бенефициаров добывающих компаний. Этим они и должны заняться в ближайшие два года, если верить дорожной карте по бенефициарному праву Казахстана на 2017-2019 годы. В течение этого времени власти также рассмотрят вопрос создания реестра бенефициаров наряду с вопросом о доступности такой информации, учитывая законодательные ограничения. Однако гарантий, что общественность в конечном итоге получит свободный доступ к информации о бенефициарах, по-прежнему нет из-за упомянутых «законодательных ограничений».