Причина падения добычи – ухудшение ресурсной базы региона: растет обводненность месторождений (в традиционных районах Западной Сибири – 89%). Это связано с геологическими особенностями и принятой еще со времен СССР системой поддержания пластового давления – путем закачивания воды, говорится в документе. Из-за роста обводненности снижается средний дебит скважин – за 10 лет на 36% до 27,5 т в сутки.
В прежние годы снижение добычи на действующих месторождениях удавалось частично компенсировать вводом новых: с 2008 г. запущены такие проекты, как Уват, Новопортовское, Восточно-Мессояхское, Пякяхинское, Имилорское и др., с общими запасами около 1,9 млрд т, указывают эксперты Vygon Consulting. Но сейчас новых месторождений все меньше. По их оценкам, с 2019 по 2024 г. может быть введено в разработку около 0,4 млрд т запасов, а для ввода оставшихся 1,5 млрд т запасов по категории С1 + С2 нужны значительные инвестиции в геологоразведку.
В то же время налоговая нагрузка в Западной Сибири высокая: в Ханты-Мансийском автономном округе (47% российской добычи) эффективная ставка НДПИ составляет 92%, а в среднем по другим регионам – 80%. Налоговый режим в России – один из самых жестких среди добывающих стран, а многочисленные льготы, введенные в 2006–2012 гг., были направлены скорее на повышение эффективности конкретных проблемных запасов, говорится в обзоре. Налог на дополнительный доход, введенный в 2018 г., по мнению экспертов, существенно не повлияет на добычу и бурение в Западной Сибири в ближайшие 7–10 лет.
Недавно для стимулирования добычи было предложено ввести повышающий коэффициент не менее 2,5 на амортизационные отчисления, которые уже действуют для НИОКР и геологоразведки на шельфе, напоминают авторы обзора. Эту идею описала «Роснефть» в письме президенту Владимиру Путину, сообщал в конце августа «Интерфакс» со ссылкой на документ. По оценке компании, это позволит увеличить добычу нефти на 2–7% и принесет бюджету до 1 трлн руб.
Минфин против повышающего коэффициента, говорит федеральный чиновник. Представитель «Газпром нефти» отказался от комментариев. В «Лукойле», «Сургутнефтегазе», «Роснефти», Минэкономразвития и Минфине не ответили на запросы «Ведомостей».
Нынешняя налоговая система была введена в начале 2000-х гг. и рассчитана во многом на налогообложение и получение высоких доходов от месторождений с низкой себестоимостью, в том числе ряда западносибирских, говорит директор Московского нефтегазового центра EY Денис Борисов. По мере ухудшения ресурсной базы компании разрабатывали проекты с большей себестоимостью, что снижало их доход и влияло на желание инвестировать и бурить новые скважины. Сейчас средняя себестоимость на западносибирском месторождении около 6000 руб. за 1 т, а налоги суммарно составляют около 20 000 руб. за 1 т, добавляет он. «Добыча в Западной Сибири продолжит падать, если не менять систему, – считает Борисов. – Необходимы стимулы для дополнительного бурения. Это может быть и повышающий коэффициент или, например, дополнительный дифференциал к НДПИ в зависимости от горно-геологических условий разработки месторождений». Нужно повышать инвестиционную привлекательность нового бурения, согласна руководитель направления «Технологии, разведка и добыча нефти» Vygon Consulting Дарья Козлова, и сформировать систему новых общеотраслевых стимулов для Западной Сибири.
Вполне возможно, что отдельные структуры, работающие в Западной Сибири и принадлежащие вертикально-интегрированным компаниям, могут показывать убытки при нынешней фискальной политике, говорит партнер консалтинговой компании Urus Advisory Алексей Панин. Но крупные нефтяные компании «могут перераспределять убытки и доходы внутри группы, это позволяет им эффективно и с прибылью работать даже при низкой цене на нефть», отмечает он.
