Сегодня малые и средние месторождения обеспечивают меньше половины всей нефтедобычи в Казахстане. Согласно докладу Kazenergy, в 2014 году на долю малых месторождений приходилось 12,4% от общего объёма добычи в 73,7 млн. тонн. Этот объём производства пришёлся на 70 различных компаний, каждая из которых добывает менее 1 млн. тонн в год.

Вклад средних месторождений в общую добычу составлял 30%. К средним месторождениям можно отнести некоторые активы Разведки Добычи «КазМунайГаз», «СНПС-Актобемунайгаз», «ПетроКазахстан Инк.», Max Petroleum (мест. Сагиз), CCEL (Каражанбасмунай), «Казгермунай», «Казахойл Актобе» и других компаний. Объемы добычи каждого из них составляют от 2 до 6 млн. тонн в год.

Малые компании активно наращивали добычу в период с 2000 по 2014 годы. Согласно докладу Kazenergy, среднегодовые темпы роста их добычи составляли 17,8%, против 7% по другим месторождениям. За эти годы им удалось почти вдвое увеличить свою долю в общем объёме добычи с 3,5% в 2000 году.

Данные по производству за последние три года недоступны в открытом доступе, а их получение у регулятора – затруднено. Но в ответе на запрос Vласти в Минэнерго заявили, что «в настоящее время большинство разрабатываемых месторождений Казахстана, в том числе малые и средние на суше, достигли стадии пиковой добычи». Поэтому производство на них будет снижаться. Согласно прогнозу Минэнерго, объёмы производства на этих месторождениях упадут с 36 млн. тонн в 2016 году до 33 млн. тонн в 2020-м.

Система сдержек

Участники рынка убеждены, что выход на пиковый уровень – далеко не главная причина, из-за которой добыча на малых и средних месторождениях будет снижаться. Одной из первоочередных проблем недропользователей остаются поставки нефти на внутренний рынок. Их обязательства по поставкам росли вместе с увеличением спроса на топливо и автопарка в стране. По данным Информационно-аналитического центра нефти и газа, в 2001 году на 1000 человек приходилось 70 автомобилей, а в 2016 году уже 220. С 2011 года в стране наблюдается систематический дефицит бензина и дизельного топлива. При этом проекты будущего роста – Кашаган, Тенгиз, Карачаганак – освобождены от таких обязательств.

По оценкам одного из участников рынка, её закупочная цена на внутреннем рынке практически в два раза ниже экспортной. Поэтому даже при текущих ценах малым и средним недропользователям гораздо выгоднее экспортировать нефть. Но они не имеют такой возможности. «Около пяти лет назад недропользователей заставляли продавать 20% (от добываемой нефти – прим.) на внутренний рынок, сейчас уже более 30%. При этом добыча у малых месторождений падает, а это единственный источник загрузки наших НПЗ», - пояснил один из источников Vласти.

Другая проблема заключается в высокой налоговой нагрузке на малые и средние месторождения. В 1990-е годы правительство особо не препятствовало их развитию. Ситуация изменилась в середине 2000-х, после серьёзного роста налоговых ставок, говорит экономист Касымхан Каппаров. «Рост цен на минеральные ресурсы с начала 2000-х годов повысил интерес к малым и средним месторождениям со стороны частных инвесторов. Однако, с середины 2000-х, по мере повышения доходов в бюджете, в государственной политике более активно стал проявляться «ресурсный национализм» - государство повысило налоговую нагрузку на добывающий сектор», - отметил он.

По разным оценкам, с введением налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в 2009 году ставка для добывающих компаний выросла более чем в два раза. В зависимости от объёмов добычи, для малых и средних месторождений она составляет от 5 до 13%. Но основную сложность создаёт нестабильность налогового режима, которая не позволяет этим недропользователям прогнозировать денежные потоки и планировать инвестиционные проекты. При этом предприятия, работающие по соглашению о разделе продукции, не сталкиваются подобными издержками.

О том, как нестабильный налоговый режим влияет на развитие нефтегазового рынка подробно рассказывал экономист Галим Хусаинов во время конференции KIOGE-2016. По его словам, существующая экспортная таможенная пошлина на нефть (ЭТП) росла ежегодно вплоть до марта 2016 года, несмотря на то, что цены на углеводороды обрушились еще в 2015 году. Вместе с этим экспорт нефти в Казахстане имеет двойное налогообложение – помимо ЭТП недропользователи уплачивают рентный налог. По мнению экономиста, эти платежи почти не отличаются друг от друга, но прогрессируют по мере роста цен на нефть. Для поддержки экспортеров в марте 2016 года правительство ввело плавающую экспортную таможенную ставку (ЭТП) на нефть, размер которой зависит от её стоимости. Однако при текущей цене ЭТП остается на прежнем уровне и даже превышает предыдущую ставку в $40 за тонну нефти, действовавшую с января по март 2016 года.

Также экономист упоминал о проблеме с НДПИ – налог увеличивается при наращивании производства. Например, при добыче нефти до 500 тыс. тонн недропользователи выплачивают НДПИ по одной ставке, но при незначительном превышении объёмов, например, до 501 тыс. тонн, компания вынуждена выплачивать ставку за 1 млн. тонн добытой нефти. Все это приводит к тому, что у компаний отсутствует стимул повышать добычу. Также существуют проблемы с возвратом НДС недропользователям, который возмещают только с началом продажи нефти. Однако выплачивать его приходится даже на стадии геологоразведки, которая может и не принести результатов, что не даёт претендовать на возврат НДС в будущем. Более того, добыча на месторождении после разведки может начаться только через 5-15 лет, но НДС должен уплачиваться все эти годы.

Кроме обязательных платежей в бюджет существует система штрафов для недропользователей. Один из них – штраф при нулевом прогрессе выполнения рабочей программы. Государство может оштрафовать их даже при наличии объективных причин, которые повлекли остановку работ, например, из-за проблем с привлечением финансирования или долгой выдачи разрешительных документов. Также существуют штрафы за невыполнение казахстанского содержания. Их трудно избежать из-за того, что отечественные нефтесервисные компании и машиностроительные заводы не в состоянии выполнить некоторые заказы, из-за чего недропользователи вынуждены импортировать оборудование и экспертизу.

Вынужденная беспомощность

В текущих условиях малые и средние нефтедобывающие компании не в состоянии инвестировать в геологоразведку и разработку месторождений из-за дефицита свободных средств. Они также ограничены в том, чтобы привлекать финансирование на внутреннем рынке. Каппаров объясняет, что поскольку в Казахстане относительно мало небольших месторождений с доказанными запасами, банки не могут инвестировать в них из-за высоких рисков: «Разведка является дорогостоящей и отсутствует венчурный капитал. У местных банков в целом недостаточно экспертизы по финансированию месторождений. Не все умеют оценивать международные отчеты, включая документы о подтвержденных запасах новых месторождений. Кроме того, риском для частного инвестора является право государства на приоритетный выкуп месторождений и продукции».

Доклад Kazenergy за 2015 год содержит рекомендации, которые могут помочь улучшить положение малых и средних месторождений в Казахстане. В частности, в нём говорится о необходимости реформировать принципы налогообложения, систему заключения договоров и правил в отношении использования местных ресурсов. В документе отмечено, что в большей степени эти ограничения влияют именно на небольшие добывающие компании, нежели на отрасль в целом.

Однако сложившаяся политика Минэнерго демонстрирует, что ведомство не заинтересовано в их развитие. Регулятор готов вести переговоры с разработчиками Кашагана, Тенгиза и Карачаганака, малые же компании сталкиваются с министерской бюрократией. «Все контракты, которые у нас сейчас действуют – Тенгиз, Карачаганак, Кашаган, Кумколь, Жайыкмунай – их разрабатывают большие компании с иностранным участием. Там, где осуществляется ручное принятие решений, всегда появляются барьеры», - отметил источник Vласти.

Он обратил внимание на то, что малые и средние компании в целом способны приносить в государственный бюджет больше поступлений, чем крупные. Проекты, в которых действует соглашение о разделе продукции, нацелены, прежде всего, на возврат инвестиций иностранным компаниям. К ним применяется другой налоговый режим, что делает налогообложение для них намного выгодней. Кроме этого малые и средние игроки преимущественно используют товары и услуги местных подрядчиков, в отличие от больших проектов, которые требуют высокотехнологичного оборудования и сервиса, которые в основном можно привлечь только из-за рубежа.

Сейчас Минэнерго и министерство по инвестициям и развитию разрабатывают новый кодекс о недрах и недропользовании. По задумке ведомств документ должен улучшить регулирование нефтяной отрасли, упростить доступ к недропользованию и сократить количество административных барьеров. Проект кодекса состоит из двух частей: кодекса для углеводородного сырья (УВС) и кодекса для твердых полезных ископаемых (ТПИ). По части УВС на стадии геологоразведки ведомства предлагают освободить компании от расходов по обучению казахстанских кадров, развитию социальной сферы регионов, а также проведению научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. Вместе с этим документ предусматривает отмену рабочей программы и штрафов за ее невыполнение на стадиях разведки и добычи. В нём сохранена норма по поставкам на внутренний рынок, но регулирование процесса может претерпеть изменения. Кодекс также не предполагает введение налоговой стабильности для недропользователей.

Параллельно в Казахстане готовят новый налоговый кодекс, в котором предусмотрены льготы для недропользователей. В частности, рассматривается введение норм прямого действия по снижению НДПИ (или введение плавающей ставки НДПИ) для высоковязких, малодебетных, обводненных месторождений нефти, для проектов на шельфе и для бурения глубоких залежей (более 4-5 км.) Помимо этого будет отменен бонус коммерческого обнаружения для нефтегазовых месторождений. В проект налогового кодекса, как и в проект кодекса о недрах, все еще вносятся изменения. Эксперты затрудняются в оценке эффективности возможных нововведений. По мнению одного из источников Vласти, обсуждение и принятие кодекса о недрах и недропользовании скорее затянется – парламент может не успеть ввести его в действие с 1 января 2018 года.

Последствия истощения

В докладе Kazenergy подчёркивается, что будущее нефтедобычи в Казахстане зависит от трех крупных проектов – Тенгиз, Кашаган и Карачаганак. Не меньше оно связано и с решениями, которые принимают иностранные операторы этих месторождений. Это делает неопределёнными дальнейшие перспективы отрасли – рост производства на крупных месторождениях будет зависеть от рентабельности проектов и интенсивности их разработки, включая своевременное финансирование. Для крупных проектов в целом характерны частые задержки, связанные с запуском. Поэтому структура добычи любого государства менее подтверждена колебаниям, если её формируют преимущественно небольшие проекты.

Уязвимость Казахстана от крупных проектов уже была продемонстрирована на примере Кашагана. От успешного перезапуска месторождения зависели показатели роста ВВП, экспортных доходов и производительности нефтегазового сектора в целом. И прежде чем на Кашагане началась коммерческая добыча, бюджет проекта вырос как минимум в два раза, в результате чего инвесторам пришлось вложить порядка $50 млрд.

Несмотря на это, прогноз рейтингового агентства Fitch показывает, что в 2025 году доля трех крупнейших месторождений Тенгиз, Кашаган и Карачаганак в общем объеме добычи достигнет 75%, увеличившись с 50% в 2015 году. «На основе прогнозных данных министерства энергетики, доля суммарной добычи Кашагана, Тенгиза и Карачаганака в 2017 году в общем объеме республики составит 60-63% и в течение последующих 10 лет увеличится примерно до 75%. Поэтому даже если добыча на средних и малых месторождениях будет расти или держаться на текущем уровне, их роль будет невелика», - подтвердил другой источник Vласти.

В условиях падающей добычи на малых и средних месторождениях Минэнерго предстоит искать новые источники насыщения внутреннего рынка. Для оставшихся на плаву проектов это может обернуться ещё одной волной прессинга. А в ситуации, когда недропользователи недополучают прибыль от продажи сырья, которую этот прессинг только усилит, инвестиционные возможности малых и средних компаний ослабнут ещё сильнее. В результате активность геологоразведки и бурения может упасть сверх ожидаемого уровня.

Снижение добычи и инвестиций у малых и средних компаний моментально скажется и на объемах нефтесервиса. В прошлом году рост нефтесервисных работ наблюдался только по группе компаний НК «КазМунайГаз» и других крупных добывающих игроков. Самые большие заказы на рынке обеспечивали проект будущего расширения Тенгиза, добыча на Кашагане, а также различные услуги для месторождения Карачаганак. «У частных недропользователей (малые и средние компании – V.) снизились объемы работ, они практически перестали бурить, большое снижение наблюдается», - рассказал генеральный директор Союза нефтесервисных компаний Казахстана Нурлан Жумагулов.

По оценкам доклада Kazenergy, в будущем малые и средние компании потенциально имеют возможность увеличить свою долю в общем объеме нефтедобычи, даже без открытия новых месторождений. Но для этого им необходимо запустить совместные проекты с более крупными компаниями, что откроет для них возможности повторной разработки зрелых месторождений и даст ресурсы для развития новых проектов. Однако этой возможности препятствует нынешнее состояние отраслевых кодексов.

В таких условиях недропользователи могут надеяться только на помощь иностранных инвесторов. «В Казахстане нет кадрового и научного потенциала для разработки и внедрения новых технологий в добывающей сфере. На внутреннем рынке нет достаточного капитала для финансирования крупномасштабных проектов по разработке новых месторождений. В связи с этим без привлечения иностранных инвесторов или без создания привлекательных условий для действующих недропользователей нет оснований ожидать бума в добывающих отраслях», - резюмировал Каппаров.

В подготовке материала принимал участие Дмитрий Мазоренко