Лицензия нефтегазовая компания

Лицензия нефтегазовая компания

«Россия сильно отличается от других нефтедобывающих стран мира».

Бизнес-директор аудиторско-консультационной группы «Развитие бизнес-систем» призывает учитывать национальную специфику при разработке законодательства о недропользовании.

(Беседу ведет Дмитрий Степанов, фото Марии Чижовой.)

— Дмитрий, насколько действующая система взаимоотношений недропользователей и государства соответствует нынешнему времени? В чем отличие предложений комиссии Дмитрия Козака от проекта Кодекса о недрах, подготовленного Минприроды?

— Тему взаимоотношений нефтяных компаний и государства следует рассматривать в контексте распределения доходов от эксплуатации национальных запасов нефти. За последнее десятилетие в России вполне сформировалась новая структура нефтяного комплекса. Безраздельное доминирование государства сменилось доминированием нескольких вертикально-интегрированных акционерных нефтяных компаний с минимальным участием государства.

Постоянные дискуссии о налоговой нагрузке на нефтяные компании, объемах контролируемых ими запасов нефти логично объяснить несоответствием между нормативно-правовой базой государственного управления и контроля в области использования и воспроизводства природных ресурсов, с одной стороны, и новой структурой нефтяного комплекса — с другой.

В России создана уникальная и противоречивая система отношений недропользования. Она объединяет лицензионную систему с договорной. Лицензионная основана на административном праве в соответствии с Законом о недрах. Договорная — на гражданском в соответствии с законом «О соглашениях о разделе продукции». Практически во всех нефтедобывающих странах принята одна система доступа к недрам: либо лицензионная, либо договорная. Для лидеров мирового нефтяного рынка преобладающим является гражданско-правовой подход к отношениям недропользования, базирующийся на договорах концессий или СРП (соглашения о разделе продукции. —Ред.). Сейчас по этой системе в мире добывается около 40% нефти и около 50% газа.

Предложенный Министерством природных ресурсов проект Кодекса о недрах, по словам его авторов, направлен на формирование четких, прозрачных правил недропользования. В проекте подчеркивается неделимость государственной собственности на недра. Таким образом, владение недрами не может быть разделено между Федерацией и ее субъектами. В то же время проект кодекса сохраняет принцип совместного ведения в сфере недропользования. Помимо разрешительной системы недропользования посредством лицензирования кодекс предусматривает соглашения по разделу продукции, концессионные и подрядные договора. Эти правовые отношения дополняют существующую сегодня систему недропользования, однако их проработка носит скорее концептуальный характер.

Комиссия Дмитрия Козака предложила отказаться от принципа «двух ключей» и отнести недра к федеральной государственной собственности; отделить геологоразведочные работы от добычи полезных ископаемых; заменить лицензии на подряд в геологоразведке и на концессии в добыче нефти.

— Лишение региональных властей права «второго ключа»… Насколько это необходимая мера?

— Вопрос связан с темой соглашений о разделе продукции. Многие из существующих в настоящее время проблем, препятствующих эффективной реализации СРП, происходят из-за отсутствия надлежащего законодательного регулирования отношений недропользования в сфере разграничения полномочий между федеральными и региональными органами государственной власти. Вопросы владения, пользования и распоряжения находятся в совместном ведении Федерации и ее субъектов.

Однако механизма реализации указанных полномочий в сфере недропользования нашим законодательством не установлено, несмотря на неоднократные попытки заинтересованных органов государственной власти разработать данный механизм в рассматриваемой сфере путем внесения изменений в законодательство. Отсутствие вышеуказанного механизма позволяет говорить о том, что принцип совместного ведения на практике неосуществим. Решить проблему можно путем отказа от принципа «двойного ключа». Например, сосредоточить основные законодательные и контрольные функции в данной сфере на федеральном уровне, а исполнительно-распорядительные перераспределить между уполномоченными органами государственной власти Российской Федерации, ее субъектов и муниципальных образований в зависимости от их функций общего характера, закрепленных законодательством.

Могут быть и другие подходы, например делегировать регионам права регулирования условий недропользования на малых и истощенных месторождениях. Иначе говоря, на объектах, которые требуют местного присутствия и «точечного» определения условий на уровне, близком к уровню отдельно взятой скважины. Это способно послужить стимулом к расширению участия в российском нефтяном комплексе малых нефтедобывающих компаний. По сравнению с крупными, вертикально-интегрированными они лучше приспособлены к разработке малых и истощенных месторождений. В США насчитывается порядка 10 тыс. нефтяных компаний. Доля крупнейших из них в добыче нефти и газа на территории США составляет немногим более 40%. В России несколько нефтяных ВНК добывают более 90% нефти.

— Как должен решаться вопрос о собственности на добытые полезные ископаемые?

— Неважно, кто является собственником добытой нефти. Важно, чтобы обеспечивалось целесообразное и справедливое распределение доходов между нефтяными компаниями и государством.

Идущие сейчас споры о недостаточной или чрезмерной налоговой нагрузке на нефтяные компании не опираются на доказательственную, как говорят юристы, базу в форме точных и исчерпывающих данных, охватывающих финансовые и операционные показатели нефтяных компаний. Только на основе таких сведений можно определить: недоплачивают или переплачивают нефтяные компании налоги; нужно или нет отбирать у них лицензии, чтобы сократить объем контролируемых запасов; есть ли у них ресурс для инвестиций в развитие производства.

Для того чтобы разработать нормативно-правовую базу взаимоотношений государства и недропользователей, также требуется понять все нюансы финансовых и операционных показателей нефтяных компаний. Сегодня этих данных нет. Есть много разработок, ставящих своей целью анализ показа телей нефтяных компаний. В подавляющем большинстве они основываются на косвенных данных.

В организации отчетности нефтяных компа ний, обработке и анализе информации следует поучиться у США. Их опыт и практику можно смело заимствовать, они не требуют адаптации к российским условиям.

— Кто должен заниматься геологическим исследованием недр — частные компании или государство?

— Кто заинтересован в разведке запасов нефти, тот и должен заниматься геологоразведкой. Например, крупнейшая в Норвегии акционерная нефтяная компания Statoil была создана в 1972 году как полностью государственная. Ее главной целью является напрямую либо через участие в консорциумах с другими компаниями проводить геолого-разведочные работы, добывать и перерабатывать нефть, а также транспортировать и реализовывать нефть и нефтепродукты. Кто в Норвегии занимался все эти годы геологоразведкой — государство или Statoil? Ее вела нефтяная компания, которая иначе не смогла бы добыть, переработать и реализовать нефть и нефтепродукты. Разведка связана с добычей нефти так же, как, например, добыча связана с переработкой.

Другой пример. ExxonMobil, ChevronTexaco, TotalFinaElf и другие транснациональные нефтяные корпорации участвуют в совместном предприятии с Национальной нефтяной компанией Нигерии и ведут добычу нефти на нигерийском шельфе. Геолого-разведочные работы выполняют именно транснациональные нефтяные корпорации. Национальная нефтяная компания Нигерии фактически участвует только в разделе доходов.

В отличие от остального мира, в России сложилась ситуация, когда компании обеспечены запасами нефти на десятилетия вперед. Значит, они не имеют стимулов вести геологоразведку. Предположим, государство инвестирует средства и осуществит успешную разведку запасов нефти. Кому оно, грубо говоря, продаст их, чтобы вернуть инвестиции? Наверное, надо подумать о том, как стимулировать российские нефтяные компании на активизацию геологоразведки.

— Нужно ли концессионное законодательство в сфере недропользования или следует сосредоточиться на совершенствовании Закона о недрах? Какие проблемы во взаимоотношениях государства и бизнеса в недропользовании может и должно решить концессионное законодательство?

— Существующая сегодня в России система недропользования построена таким образом, что в спорах государство всегда стоит выше инвестора. Теоретически оно может взять да и отобрать лицензию на месторождение, освоенное нефтяной компанией. Такое неравенство рассматривается как дополнительный деловой риск, снижающий инвестиционную привлекательность нефтегазовых проектов.

В то же время постоянно появляется информация о проведении государственными органами проверок выполнения недропользователями условий лицензионных соглашений и о выявленных нарушениях. Однако проверки не сопровождаются изъятием лицензий. Логично сделать вывод, что действующие в России законы в целом обеспечивают защиту недропользователей, нарушающих условия лицензионных соглашений.

Главное в переходе на концессионную систему — перевод недропользования на гражданско-правовую основу, уравнивание государства и нефтяных компаний в правах. Это сформирует предпосылки к снижению инвестиционных рисков. Одновременно государство должно получить возможность изымать лицензии у недропользователей, нарушающих условия соответствующих договоров.

— В мире накоплен большой опыт взаимодействия государства и добывающих компаний в разнообразных формах: лицензии, концессии, соглашения о разделе продукции, договора риска, сервисные соглашения. В чем преимущества и недостатки этих форм? Что даст отрасли введение в сферу недропользования таких гражданско-правовых форм взаимоотношений, как концессия, подряд, аренда, СРП? Отразится ли это на инвестиционной привлекательности нефтегазового бизнеса? Чем плохи — если, конечно, плохи — лицензии?

— С учетом мировой практики наиболее распространенными формами взаимоотношений государства и частного бизнеса в области освоения природных ресурсов являются лицензии как форма административного права, а также концессии и соглашения о разделе продукции как формы гражданского права. При режиме лицензий и концессий государство получает доходы в денежном виде через налоги. При режиме СРП доходы поступают в форме продукции (нефти). Это представляет определенные преимущества в случае, если валюта государства не является свободно конвертируемой. Поэтому развивающиеся страны и страны с переходной экономикой предпочитают СРП, тогда как концессии и лицензии наиболее распространены в государствах с развитой экономико-правовой системой.

Государство распределяет лицензии на конкурсной и аукционной основе. Обе системы имеют свои плюсы и минусы. Положительными сторонами аукционной системы являются немедленное поступление средств в госбюджет и поощрение роста экономической эффективности компаний недропользователей. Недостатки — задержки ввода в разработку менее привлекательных объектов, исключение участия компаний с недостаточным местным опытом и ограниченными финансовыми возможностями, а также сравнительно меньший последующий государственный контроль.

В качестве положительных сторон конкурсной системы следует считать обеспечение прямого контроля государства над использованием недр и поощрение конкуренции на этапах после определения недропользователей. Ее недостатки — распределение экономической ренты в пользу нефтяных компаний, отсутствие стимулов к повышению экономической эффективности компаний-недропользователей, влияние бюрократических предпочтений.

Условия конкурса определяют критерии, на основании которых выдаются лицензии. По итогам конкурса с победившей компанией заключается лицензионное соглашение, регулирующее права и обязанности лицензиата и государства. Компания, владеющая лицензией, в ходе своей хозяйственной деятельности уплачивает все налоговые сборы в соответствии с действующим налоговым законодательством. Кроме того, нефтегазовая компания обычно облагается специализированным налогом на прибыль, сбором за лицензию, платами за использование территории, за добычу, экологическими сборами и т. п. Право собственности на разрабатываемые месторождения принадлежит государству, за лицензиатом остается право собственности на добываемые углеводороды.

Главное отличие договорного подхода от административного предоставления прав (лицензий) на недропользование состоит в том, что между компанией-подрядчиком и государством заключается договор, и их взаимоотношения переходят в гражданско-правовую плоскость. Если лицензию государство может ото зват ь в одностороннем порядке, то договор этого сделать не позволяет, хотя, как правило, в подобных документах присутствует оговорка о расторжении государством договора в одностороннем порядке в «исключительных случаях». Однако эта «исключительность» должна быть обоснована. Государство также не вправе изменять и другие условия договора, к которым в первую очередь относится положение о налоговой нагрузке на весь срок действия. При лицензионной системе налоги могут изменяться в значительной степени вслед за изменениями налогового законодательства.

К основным формам договорного подхода относятся договор концессии, соглашение о разделе продукции и сервисное соглашение.

Договор концессии предоставляет инвестору исключительное право заниматься добычей углеводородов на платной основе. Концессию можно рассматривать в качестве долгосрочной аренды участков недр. Добываемые ископаемые становятся собственностью инвестора. Как правило, концессионные соглашения касаются больших территорий, имеют длительный (иногда до 60—75 лет) срок действия. У концессионеров обычно отсутствует обязанность по возврату участков, на которых не обнаружены полезные ископаемые, до истечения срока действия концессии. Государство напрямую не связано с управлением деятельностью компании-концессионера.

Главное отличие СРП от договора концессии состоит в том, что только часть добытого сырья становится собственностью компании-инвестора. Остальная направляется государству в счет оплаты за пользование природными ресурсами. Весь риск поисково-разведочных работ несет компания, поскольку ее затраты окупятся лишь в случае обнаружения коммерчески рентабельных запасов. Участки, где они не найдены, возвращаются государству. Как правило, инвестор освобождается от уплаты большинства налогов на весь срок действия СРП: предполагается, что они входят в долю извлеченных углеводородов, причитающуюся государству. Обычно государство участвует в управлении деятельностью по СРП через создание государственной нефтяной компанией совместного предприятия с компанией-инвестором.

Основная черта сервисного соглашения — добытые углеводороды не являются собственностью компании-инвестора. Государство также может контролировать уровень добычи и формировать стратегию предприятия. Компания-инвестор проводит за свой счет поисково-разведочные работы, затем организует добычу природных ресурсов. Государство компенсирует его расходы, выплачивает премию с барреля добытой нефти, предоставляет вознаграждение за открытие новых запасов. Кроме того, инвестору выплачивается фиксированная норма прибыли. Зачастую у него есть право покупки у государства определенного процента добываемых углеводородов по ценам ниже рыночных. Таким образом, инвестор выступает в качестве поставщика услуг.

В зависимости от модели взаимоотношений с нефтяными компаниями государство использует соответствующий набор фискальных инструментов. Характеристиками и особенностями применения этих инструментов в значительной степени определяется инвестиционная привлекательность и государственная выгода нефтяных проектов.

Фискальные инструменты, как правило, включают следующие налоги и платежи: бонусы, плату за использование территории (ренталс), плату за добычу (роялти), налоги на прибыль и налоги на дивиденды, иногда — дополнительный налог на нефтяные доходы или эквивалентные платежи, другие налоги, связанные с нефтяными операциями (такие, как налоги на предоставляемые услуги и т. д.).

Хотя с правовых позиций концессии и СРП существенно различаются, с налоговой точки зрения они имеют весьма незначительные отличия, определяемые конкретными условиями соглашений. В особенности это относится к тем вариантам, когда используются гибридные системы. Уже в течение многих лет принято включать в СРП платежи роялти, хотя такая практика не соответствует самой его концепции (нефтяная компания выступает подрядчиком). Далее во многих случаях подрядчик платит налоги на прибыль в дополнение к доле прибыли, приходящейся государству.

Читайте так же:  Образец заявления в ифнс на выдачу егрюл

Налоговая структура в концессиях и лицензиях соответственно может включать роялти, налог на прибыль и специальный нефтяной налог. В соглашениях о разделе продукции налоговые элементы могут включать роялти, долю прибыльной нефти и налог на прибыль. Эти три основных элемента обычно достаточны для налоговых целей государства. Увеличение числа налоговых элементов приводит к ненужной усложненности и не дает дополнительных выгод. Если выбирается СРП, то добавление специальных нефтяных налогов неоправданно.

В наиболее распространенных моделях взаимоотношений государства и бизнеса (концессии с неизменной ставкой роялти и налога на прибыль или СРП с фиксированной долей раздела продукции) уровень рентабельности нефтяной компании сильно варьируется в зависимости от характеристик месторождения (его местоположения, размеров, производительности скважин) и цен на нефть.

— В какой мере мировой опыт применим в России?

— Мировой опыт может найти у нас лишь ограниченное применение. Причиной тому является вся история российской нефтяной промышленности, особенно ее советский период. Упрощенно стратегия разработки запасов нефти за рубежом выглядела и выглядит следующим образом. От большого нефтяного «пирога» отрезается участок, разбуривается, скважины фонтанируют, начинается этап высокоприбыльной добычи. Часть дохода направляется на освоение следующего участка. К тому времени, когда на первом участке начинается этап вторичной, дорогостоящей добычи, уже фонтанируют скважины на втором, доход от которого распределяется на освоение третьего участка и оснащение первого технологиями. И так далее. В СССР были разом освоены все самые крупные месторождения: Ромашкинское, Когалымское, Федоровское, Холмогорское, Самотлор и др. Так что гордиться тем, что в лучшие времена СССР добывал 600 млн т нефти в год, особенно не стоит.

Результатом советской эпохи в нефтегазовом комплексе России стало уникальное состояние национальных запасов нефти. Ее очень много, но большинство разведанных запасов загнано во вторичную и третичную добычу, характеризующуюся высокими удельными затратами и относительно низкими доходами. Это сформировало те непростые проблемы, которые сегодня приходится решать российским n нефтяным компаниям.

Однако есть трудности и иного характера. По оценкам специалистов, в 90-х годах численность производственного персонала в нефтедобывающей отрасли России выросла в два раза, в то время как добыча нефти снизилась более чем на 40%. Численность персонал а ExxonMobil составляет 120 тыс. человек, примерно столько же, сколько и в крупнейших российских компаниях. При этом ExxonMobil добывает нефти в два-три раза больше, а перерабатывает раз в 10—20 больше. Нефтяная скважина в США дает нефти в среднем приблизительно 1,5 т в сутки, в России — 8—10 т. Вместе с тем затраты на добычу нефти в Штатах лишь немногим больше, чем у нас. Позволяют ли эти цифры говорить о низкой эффективности отечественных компаний? С учетом российской специфики дать однозначный ответ затруднительно.

Россия сильно отличается от других нефтедобывающих стран мира и нормативно-правовая база отношений между государством и недропользователями должна соответствовать нашей специфике.

— Какие риски для государства и бизнеса возникают при переходе на концессии в добывающих отраслях? Что следует предусмотреть при разработке концессионного законодательства и развитии правового регулирования недропользования? Возникает ли для государства опасность потери бюджетных средств из-за компенсации в рамках договоров концессии издержек для добывающих компаний? Может ли осложниться хозяйственная деятельность добывающих компаний в рамках договоров концессии с государством? Какие могут быть последствия для капитализации компаний?

— Особых причин ожидать появления каких-либо новых рисков в связи с переходом на концессии нет. Основными рисками в нефтегазовой отрасли всегда были и будут нестабильность рыночной цены на нефть и газ, а также техническая неопределенность в сфере разведки запасов (продуктивность месторождений) и добычи (себестоимость).

Анонсированные цели предполагаемых изменений в нормативно-правовой базе должны, наоборот, снизить риски, повысить инвестиционную привлекательность нефтегазовых проектов. Вместе с тем могут возникнуть и обостриться противоречия в сфере пересечения финансовых интересов государства и недропользователей в результате перераспределения доходов.

Что касается усложнения хозяйственной деятельности нефтегазовых компаний в рамках договоров концессии, то это вполне возможно. Если государство пойдет по пути сокращения объемов запасов нефти, которые сейчас контролируют компании в рамках лицензионных соглашений, это будет означать необходимость дорогостоящей перестройки хозяйственной структуры компаний, потребует от них реализации шагов в направлении повышения эффективности деятельности и на первых этапах может привести к снижению капитализации. Распечатано с сайта компании «Развитие бизнес-систем» (РБС).

Закрытое акционерное общество «Аудиторско-консультационная группа «Развитие бизнес-систем».
Телефон: +7 495 967 6838 / Факс: +7 495 956 6850 / e-mail:
© 2011 / ЗАО «АКГ «РБС»/ Все права защищены

СП «Казмунайгаза», «Газпрома» и «Лукойла» ждало лицензии семь лет

Министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской направил в правительство проект распоряжения о предоставлении лицензии на участок недр в Каспийском море, включающий структуру «Центральная». Лицензию на геологоразведку и добычу получит ООО «Нефтегазовая компания Центральная», 50% которого принадлежит «Казмунайгазу», по 25% – у «Лукойла» и «Газпрома». Разовый платеж за пользование недрами составит 4,266 млрд руб., сообщил «Ведомостям» представитель Минприроды. Проект распоряжения согласован профильными ведомствами, в том числе Минэкономразвития и Минэнерго, говорится в пояснительной записке к проекту. Представитель Минэнерго подтвердил согласование документа. Минэкономразвития получало проект. Но его согласования министерством не требуется, сообщил представитель Минэкономразвития.

Участники проекта добиваются лицензии с 2009 г. Центральное расположено в российской части Каспийского моря. Месторождение в 2008 г. открыл «Центркаспнефтегаз» – СП «Газпрома» и «Лукойла». В 2013 г. было создано российско-казахстанское СП «Нефтегазовая компания Центральная». Но разведочная лицензия истекла в 2009 г., а новую партнеры не могли получить, так как за год до этого российское законодательство запретило работать на шельфе частным компаниям. Запрет был смягчен весной 2015 г. Партнеры хотели доразведать месторождение. Но Минприроды отказалось выдать лицензию на геологоразведку, так как оно было уже открыто. Компании могли получить лицензию сразу на геологоразведку и добычу, но по межправсоглашению для этого сначала нужно было сформировать соглашение о разделе продукции (СРП). В октябре 2015 г. это условие отменили президенты России Владимир Путин и Казахстана Нурсултан Назарбаев.

Выбор есть

По условиям лицензионного соглашения нефтегазовая компания «Центральная» должна будет в течение года разработать, согласовать и утвердить проект поисково-оценочных работ, за семь лет завершить геологическое изучение участка, уточнил Донской. После завершения геологоразведки предприятие вправе продолжить работу по общему режиму налогообложения или заключить СРП.

Извлекаемые запасы Центрального (по категориям С1 + С2), по данным Минприроды на 1 января 2015 г., – 90,9 млн т нефти и 41,7 млрд куб. м газа. Оценить инвестиции на этой стадии проекта затруднительно, говорит аналитик «Атона» Александр Корнилов. Но размер разового платежа за пользование недрами адекватный – около 7 центов за баррель нефтяного эквивалента запасов. Месторождение перспективное, полагает аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров, уже первая скважина показала достаточно крупные запасы, которые еще увеличатся по итогам доразведки. Центральное – не арктический шельф и не трудноизвлекаемые запасы, но нужно сначала доказать наличие коммерческих запасов углеводородов, в первую очередь нефти, парирует партнер консалтинговой компании RusEnergy Михаил Крутихин. Близость рынков сбыта и наличие инфраструктуры на берегу должны обеспечить эффективность разработки. Разработка начнется через 5–7 лет, к тому времени, по прогнозам, нефть будет стоить $60–70 за баррель, добавляет Нестеров.

«Лукойл» давно обосновался на Каспии и освоение Центрального вполне логично, уверен Корнилов. Но основные силы «Лукойла» в ближайшие годы будут сосредоточены на его собственных месторождениях, в частности им. Филановского, у «Казмунайгаза» в приоритете Кашаган, указывает Нестеров. Центральное может стать хорошим резервом, поскольку в последние годы крупных открытий на Каспии не было.

Пресс-служба «Газпрома» отказалась от комментариев, «Лукойл», «Казмунайгаз» и минэнерго Казахстана не ответили на запросы «Ведомостей».

Нефтегазовая компания Центральная получит лицензию на структуру Центральная в Каспийском море. Уже скоро

Минприроды направило в правительство РФ проект распоряжения о предоставлении лицензии на структуру Центральная в Каспийском море.

Об этом стало известно 12 июля 2016 г.

Лицензию на геологоразведочные работы (ГРР) и добычу получит российско-казахстанская Нефтегазовая компания Центральная.

Акционерами нефтегазовой компания Центральная являются КазМунайГаз (50%) , ЛУКОЙЛ (25%) и Газпром (25%).

Нефтегазовая компания Центральная получит право пользования недрами на структуре Центральная для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых без проведения аукциона на срок 25 лет с этапом геологического изучения недр на срок 7 лет с применением общего режима налогообложения.

Разовый платеж за пользование недрами составит 4,266 млрд руб.

Крупное нефтегазоконденсатное месторождение на структуре Центральная было открыто в 2008 г, однако неурегулированность правовых вопросов несколько раз затягивало начало разработки месторождения.

15 октября 2015 г Россия и Казахстан подписали протокол о разграничении дна северной части Каспийского моря в целях осуществления суверенных прав на недропользование, обеспечивающий получение лицензии на право пользования недрами участка Центральное в Каспийском море.

29 июня 2016 г ратификацию этого протокола одобрил сенат парламента Республики Казахстан.

Аналогичный документ в апреле 2016 г направлен на ратификацию президенту России.

Структура Центральная расположена в российском секторе северной части шельфа Каспийского моря, в 150 км к юго-западу от г Актау и в 440 км от г Астрахани.

Глубина на участке работ составляет 350-500 м.

Запасы месторождения оцениваются в 20,2 млн тут по категории C1 и 149 млн тут по категории C2.

На доразведку месторождения Центральное надеется ЛУКОЙЛ, подав заявку в Роснедра на получение лицензии.

Компания оценивает запасы структуры не менее чем в 90 млн т нефти и 500 млрд м 3 газа.

Расчет амортизации нефтегазовых активов при подготовке отчетности по МСФО

Медведева Наталья Владимировна

аспирант, Финансовая Академия при Правительстве РФ (на момент публикации)

Понятие нефтегазовых активов

Износ, истощение и амортизация – термины, используемые в нефтегазовой отрасли для обозначения «амортизации» нефтегазовых активов и капитализированных затрат на приобретение лицензий, разведку и освоение месторождений.

К нефтегазовым активам относятся:

– расходы по приобретению лицензий;

– капитализированные затраты по геологоразведке и оценке. В частности, к таким затратам относятся расходы на исследования, проведение сейсморазведочных работ, разведочного бурения и тестирования;

– капитализированные затраты, связанные с разработкой и добычей. Эти затраты включают стоимость разработки обнаруженных промышленных запасов нефти и газа и доведения их до стадии добычи. В состав активов, связанных с разработкой и добычей, входит стоимость приобретения таких активов, а также стоимость резерва на будущее восстановление месторождений и ликвидацию основных средств;

– минеральные ресурсы и права на добычу полезных ископаемых. Они учитываются в составе нефтегазовых активов в том случае, когда приобретены в результате покупки дочерних предприятий.

Стандарты учета нефтегазовых активов

Международные стандарты финансовой отчетности (МСФО) хотя и разработаны для коммерческих организаций всех отраслей промышленности, сложность технологии производства и специфика финансово-хозяйственной деятельности в добывающей отрасли приводят к необходимости разработки специальных отраслевых стандартов финансовой отчетности. В настоящее время существует только один специальный стандарт МСФО – МСФО (IFRS) 6 «Разведка и оценка минеральных ресурсов». МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в расчетных оценках и ошибки» позволяет в отсутствие международных стандартов обращаться к системам учета и финансовой отчетности других стран, а также к отраслевой практике учета.

В стандартах финансовой отчетности США (ОПБУ США, ГААП США) изложены достаточно подробные указания по подготовке отчетности нефтегазовых компаний, которые содержатся в Положениях о стандартах финансовой отчетности (SFAS) 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний», 69 «Раскрытие информации о деятельности по добыче нефти и газа» и 143 «Учет обязательства по разборке активов». Таким образом, для подготовки отчетности в соответствии с международными стандартами и с учетом специфики отрасли в большей степени используются положения ГААП США. В частности, для расчета амортизации нефтегазовые компании руководствуются стандартом SFAS 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний».

Расчет амортизации нефтегазовых активов

Согласно положениям SFAS 19 и отраслевой практике учета амортизация основных средств, связанных с добычей нефти и газа, для отражения в отчетности по международным стандартам рассчитывается по методу единицы произведенной продукции на основе оценки запасов, а не по линейному методу, как это принято в российской практике. Это означает, что амортизационные расходы находятся в пропорциональной зависимости от объема добычи нефти и газа за текущий период. Согласно такому подходу для расчета амортизации нефтегазовые активы группируются по месторождениям или центрам затрат, в зависимости от выбранного метода учета расходов, возникающих в связи с оценкой, разведкой и добычей.

С увеличением периода разработки месторождения, по мере того как уменьшается объем добычи нефти и газа, потоки денежных средств от использования нефтегазовых активов также уменьшаются, а величина амортизации в течение всего этого периода остается примерно на одном уровне. Метод расчета амортизации пропорционально объему добычи обычно приводит к тому, что показатель дохода на тонну добытой нефти или газа уменьшается по мере разработки месторождения. Для добывающих компаний, которые постоянно занимаются разведкой и разработкой новых месторождений, амортизация недавно капитализированных затрат будет выше амортизации старого фонда нефтегазовых активов, что, в свою очередь, компенсирует снижение дохода, приходящегося на тонну добытой нефти или газа. У компаний, которые давно разрабатывают свои месторождения, не проводя при этом разведки новых резервов, доходность будет снижаться.

Читайте так же:  Органы опеки истцы в суде

Несоответствие поступления экономических выгод от разработки месторождения и связанных с этим затрат является большим недостатком метода расчета амортизации пропорционально объему добычи. По нашему мнению, добиться большего соответствия возможно, амортизируя нефтегазовые активы в течение срока, на который прогнозируются потоки денежных средств от добычи доказанных запасов нефти и газа.

На практике нефтегазовые компании применяют два основных метода учета затрат по оценке, разведке и разработке месторождений: метод «результативных затрат» и метод «полных затрат».

Метод «результативных затрат» предполагает, что затраты капитализируются только в случае, если они привели к обнаружению доказанных запасов, в то время как остальные затраты являются некапитализируемыми расходами и признаются в момент возникновения. Так, в соответствии с методом «результативных затрат» геологические и геофизические расходы и расходы по содержанию неразработанных месторождений относятся на себестоимость по мере возникновения. Затраты по бурению разведочных скважин первоначально капитализируются, но относятся на расходы, если такие скважины оказываются неуспешными (не обнаруживается запасов углеводородов в промышленных масштабах или разработка месторождения признается нерентабельной). Разработочные скважины капитализируются независимо от их успешности.

В соответствии с методом «полных затрат» все расходы по разведке, содержанию и разработке капитализируются вне зависимости от того, были ли обнаружены запасы углеводородов. Метод «полных затрат» используется небольшими новыми нефтяными компаниями, так как он позволяет им капитализировать затраты на ранних этапах до тех пор, пока успешная буровая деятельность не принесет прибыли, которая позволяет их зачесть. Метод «результативных затрат» используется в основном крупными компаниями, так как их будущие операции не обременены расходами по неуспешному бурению.

Для компаний, готовящих отчетность по МСФО, расчет амортизации основных средств основывается на положениях стандарта МСФО 16 «Основные средства», который не содержит понятий «участок/месторождение» или «центр затрат», а оперирует компонентами. Во многих случаях расчет амортизации в разрезе месторождений будет совпадать с МСФО 16, чего нельзя сказать о расчете амортизации при группировании основных средств по центрам затрат. Таким образом, капитализированные затраты, учитываемые по центрам затрат, должны быть распределены на конкретные участки или месторождения и амортизироваться уже в их составе. Необходимо проанализировать, какие основные средства имеют более короткий срок полезного использования, поскольку такие активы должны амортизироваться отдельно.

Оценка запасов, на основе которой производится расчет амортизации, как правило, берется из отчетов, подготовленных независимыми оценщиками в соответствии с требованиями Общества инженеров-нефтяников и Международного нефтяного конгресса. Наиболее известными примерами являются компании Miller and Lents Ltd и DeGolyer and MacNaughton. Большие нефтегазовые компании имеют своих собственных инженеров, которые готовят подобные отчеты. В настоящее время большинство компаний нефтегазового сектора использует методику Общества инженеров-нефтяников США (US SPE) для оценки резервов. Указанная методика базируется на пересмотренных определениях и классификации запасов, разработанной Комиссией по ценным бумагам США (SEC) еще в 1978 г. Классификация запасов по американской классификации отличается от российской. Таким образом, компании, предоставляющие свою отчетность по международным стандартам, вряд ли смогут в полной мере использовать российскую классификацию, поскольку она оперирует иными категориями запасов, нежели зарубежные инвесторы и потребители.

Открытым остается вопрос, какие запасы брать в расчет при начислении амортизации нефтегазовых активов. На наш взгляд, необходимо использовать следующий подход, который, однако, не закреплен в стандартах, а является общепринятой практикой учета в отрасли:

– доказанные запасы использовать в запасы при исчислении амортизации капитализированных затрат на приобретение месторождений;

– на основе доказанных разрабатываемых запасов производить расчет амортизации капитализированных затрат на разведку и разработку месторождения, которые дали положительный результат, и добывающих активов (например, нефтяные скважины, относящееся к ним оборудование).

Срок разработки нефтегазового месторождения определяется исходя из оценки нефтяных и газовых запасов и объемов их добычи в год. В состав доказанных разрабатываемых запасов включают объем запасов, который ожидается добыть до момента истечения сроков действующих лицензий.

В нефтегазовой отрасли встречается следующая практика: в случае если срок действия лицензии меньше срока разработки нефтегазового месторождения, расчет износа добывающих основных средств производится на основе срока разработки нефтегазового месторождения, поскольку руководство компании считает, что оно сможет возобновить эти лицензии. Однако при выборе такой учетной политики необходимо придерживаться принципа осмотрительности. Даже если компания не нарушает условий лицензионных соглашений, она должна включать в расчет только доказанные запасы, которые она сможет добыть до даты истечения срока действия лицензии, до тех пор пока руководство компании не имеет доказательств, что ее лицензии будут продлены.

Положения МСФО данный вопрос не регулируют. Комиссия по ценным бумагам США отмечает в своих комментариях в правилах финансового учета и отчетности для нефтегазовых компаний, что факт выдачи и последующего подтверждения коммерческих соглашений с государственными органами должен влиять при присвоении минеральным ресурсам категории доказанных резервов. Автоматическая пролонгация таких соглашений не должна приниматься в расчет до тех пор, пока нет продолжительной истории подобных фактов, которые подтверждают ожидания компаний в отношении продления срока действия лицензионных соглашений. Таким образом, можно сделать вывод о том, что наличие истории пролонгации лицензий на разведку и разработку нефтегазового месторождения является ключевым, однако не последним фактором при выборе учетной политики в отношении срока амортизации активов.

Амортизация основных средств компаний, применяющих метод учета «полных затрат», рассчитывается по формуле:

Оценка резервов может быть изменена в зависимости от экономической эффективности освоения, степени промышленного освоения, степени геологической изученности. Изменения в оценке запасов учитываются при расчете амортизации только текущего периода, и корректировка амортизации предыдущих периодов не производится.

Для компаний, осуществляющих учет по методу «результативных затрат», формула выглядит следующим образом:

По методу «результативных затрат» аккумулированные капитализированные затраты, относящиеся к разведке доказанных запасов нефти и газа, которая пока не привела к их обнаружению, не связаны с добывающей деятельностью, а значит, не учитываются при расчете амортизации.

Пример 1

Компания применяет метод «результативных затрат».

Капитализированные затраты, связанные с разведкой, которая привела к открытию доказанных запасов, – 400 млн руб.

Накопленная амортизация на начало отчетного периода – 40 млн руб.

Доказанные запасы на начало отчетного периода – 8 млн т нефти.

Объем добычи в текущем периоде – 16 тыс. т.

Пересмотренная оценка доказанных запасов на конец отчетного периода – 8,9 млн т.

Амортизация за отчетный период составит 646 тыс. руб.:

В случае если расчет амортизации производится в отношении объекта основных средств, ведутся детальные расчеты амортизации по каждому такому объекту. Если же расчет осуществляется для группы объектов в целом, то он делается по представленному выше примеру, однако в этом случае амортизация будет относиться к группе объектов, а не к каждой единице основных средств в отдельности.

Капитализированные затраты по разведывательным скважинам и стратиграфическим тестовым скважинам, которые привели к обнаружению доказанных запасов, а также капитализированные затраты на разработку месторождения должны амортизироваться скорее на основе доказанных разрабатываемых запасов, нежели общих доказанных запасов, которые будут являться основой амортизации капитализированных затрат на приобретение лицензий на разведку и добычу.

Пример 2

Затраты на приобретение лицензии – 280 млн руб.

Затраты на разведку – 3,900 млн руб.

Затраты на приобретение нефтегазового оборудования – 500 млн руб.

Накопленная амортизация капитализированных затрат:

– на приобретение лицензии – 0,24 млн руб.;

– на разведку – 800 млн руб.;

– на приобретение оборудования – 80 млн руб.

Доказанные разрабатываемые запасы на конец отчетного периода – 8 млн т нефти.

Объем добычи в текущем периоде – 16 тыс. т нефти.

Доказанные запасы на конец отчетного периода – 8,9 млн т нефти.

Амортизация за отчетный период будет рассчитана следующим образом.

Амортизация затрат на приобретение лицензии:

Амортизация затрат на разведку:

Амортизация затрат на приобретение нефтегазового оборудования:

Затраты на разработку месторождения амортизируются по мере добычи доказанных разрабатываемых запасов нефти и газа. Однако ставка амортизации изменится, если затраты на разработку месторождения относятся как к доказанным разрабатываемым, так и неразрабатываемым запасам.

Пример 3

Компания потратила на приобретение лицензии и освоение месторождения нефти 70 млн руб.

Компания планирует пробурить 17 добывающих скважин для добычи 30 млн т нефти и затратить на это 28 млн руб. Кроме того, компания уже потратила 14 млн руб. для сооружения 2 разведывательных тестовых скважин.

На конец отчетного периода действуют 3 добывающие скважины, стоимость которых 5 млн руб. и которые дают промышленную добычу нефти 0,3 млн т в год.

На конец отчетного периода доказанные запасы указанных 3 скважин составили 4,7 млн т.

Капитализированные затраты составили 89 млн руб. (70 + 14 + 5 млн руб.).

Амортизация, рассчитанная на основе доказанных разрабатываемых запасов на начало периода, равна 17,8 млн руб. (89 млн руб./ 5 млн т).

Если бы компания пробурила все планируемые скважины, капитализированные затраты составили бы 112 млн руб. (70 + 14 + 28) и компания располагала бы 30 млн доказанных запасов. Тогда амортизация уменьшилась бы до 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).

Для того чтобы обеспечить соответствие затрат, выручки и объема добычи, необходимо исключать часть капитализированных затрат на приобретение лицензии и разведку месторождения (в нашем примере – 84 млн руб. (70 + 14)) из расчета ставки амортизации до тех пор, пока все доказанные запасы не будут разработаны (т. е. пробурены все 17 запланированных добывающих скважин).

В разъяснениях к правилам Комиссии по ценным бумагам США по учету и раскрытию информации для нефтегазовых компаний дается следующий комментарий: если планируются значительные первоначальные капитальные затраты (например, на построение нефтяной платформы, стратиграфические скважины), связанные с последующим строительством добывающих скважин, то необходимо исключать эти капитализированные затраты из расчета ставки амортизации, пока не будут пробурены все запланированные добывающие скважины. Однако разъяснений в отношении того, как определить часть капитализированных затрат, подлежащих временному исключению из расчета, не дается. Расчеты могут быть основаны: 1) на доле доказанных запасов, которые предполагается извлекать из уже пробуренных добывающих скважин, в общей оценке доказанных запасов или 2) на пропорции пробуренных добывающих скважин в общем количестве запланированных добывающих скважин.

Пример

Обратимся к нашему примеру.

Капитализированные затраты, относящиеся к строительству добывающих скважин, – 84 млн руб.

Доказанные разрабатываемые запасы нефти – 5 млн т.

Доказанные запасы нефти – 30 млн т.

Амортизация = 5 / 30 х 84 = 14,0 млн руб.

Количество пробуренных добывающих скважин – 3.

Количество запланированных к бурению добывающих скважин – 17

Амортизация = 3 / 17 х 84 = 14,8 млн руб.

Капитализированные затраты, временно исключенные из расчета амортизации, будут приняты в расчет в полной мере, когда все запланированные добывающие скважины будут пробурены. Затраты на бурение добывающих скважин будут включены в базу для расчета амортизации, когда нефтегазовые резервы будут переведены в категорию доказанных.

Существует еще один способ начисления амортизации, когда в расчет берутся все планируемые капитальные затраты и общая величина доказанных запасов (разрабатываемых и неразрабатываемых). В нашем примере амортизация, рассчитанная данным способом, составит 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).

По правилам Комиссии по ценным бумагам США для нефтегазовых компаний, которые ведут учет по методу «результативных затрат», такой способ расчета амортизации не допускается. Также важно, что при расчете амортизации эти компании будут исключать те доказанные запасы нефти и газа, для добычи которых потребуются значительные капитальные затраты. Этот аспект связан с определением SEC доказанных разрабатываемых запасов как запасов, извлечение которых доступно при существующей методике добычи, фонде скважин и имеющегося нефтегазового оборудования. Это правило введено с целью обеспечения соответствия потребления экономических выгод от использования активов и связанных с ними затрат.

Амортизация вспомогательного оборудования и инфраструктурных активов

На любом нефтегазовом предприятии есть вспомогательное оборудование, недобывающие активы, такие как склады, автотранспорт, офисные здания, объекты инфраструктуры и т. д. Как правило, такие основные средства обслуживают деятельность компании от разведки резервов до добычи нефти и газа, и определить их привязанность к конкретному месторождению часто бывает просто невозможно. Для таких активов применение метода расчета амортизации пропорционально объему добычи становится необоснованным, и нефтегазовые компании используют линейный метод расчета.

Таким образом, амортизация нефтегазовых активов, которые относятся к деятельности по разведке и разработке месторождения, должна капитализироваться, в то время как амортизация нефтегазодобывающих активов относится на текущие затраты. Распределение вспомогательных активов по различным видам деятельности может осуществляться, например, пропорционально стоимости обслуживаемых объектов.

Оценки руководства при расчете амортизации

Расчет амортизации нефтегазовых активов – это одна из наиболее существенных областей применения оценок и суждений руководства. Основные средства, связанные с добычей нефти и газа, амортизируются в течение соответствующего срока полезного использования месторождения, определенного на основе запасов нефти и газа, пропорционально объему добычи. При определении объема резервов предположения, действительные на момент проведения оценки, могут измениться в случае появления новой информации. В частности, факторы, которые могут повлиять на срок полезного использования месторождения нефти и газа, включают:

– разницу между фактическими ценами и допущениями относительно цен на нефть и газ, использованными при оценке запасов;

– изменения в капитальных затратах, операционных расходах, ставках дисконтирования и курсах иностранной валюты, которые могут оказать негативное влияние на экономическую эффективность запасов нефти и газа.

При изменении какого-либо из перечисленных факторов может произойти изменение сроков амортизации добывающего оборудования и их текущей стоимости, а соответственно, и амортизационных отчислений. Поэтому руководство нефтегазовых компаний регулярно, по состоянию на конец каждого отчетного периода, должно проверять правильность применяемых сроков полезного использования активов исходя из их текущего состояния и ожидаемого периода, в течение которого ожидается поступление экономических выгод от их использования.

Читайте так же:  Судебные приставы сао г.омска

Беларусь хочет закупать нефть в США

«Белорусская нефтяная компания» наняла лоббиста, чтобы получить лицензию на закупку американской сырой нефти

Беларусь хочет впервые закупить американскую нефть для своих нефтеперерабатывающих предприятий в стремлении диверсифицировать импорт и снизить зависимость от соседней России.

Тем временем Москва выражает повышенный интерес к заключению союза с Беларусью, заявляя, что хочет возродить этот проект, откладывавшийся на протяжении последних 20 лет.

Государственная «Белорусская нефтяная компания», аффилированная с нефтеперерабатывающим концерном «Белнефтехим», наняла лоббиста Дэвида Генкарелли, чтобы добиться смягчения санкций против Беларуси и получить разрешение на закупку американской сырой нефти.

Генкарелли поможет компании получить особую лицензию от Министерства финансов США для «закупки сырой нефти с доставкой на нефтеперерабатывающие предприятия Республики Беларусь», сообщается в документах, поданных в соответствии с Законом о регистрации иностранных агентов.

Сам Генкарелли, работающий лоббистом на протяжении почти 30 лет, пока не дает комментариев. Как утверждается в его профиле в соцсетях, Генкарелли оказывает своим клиентам, в том числе в энергетической отрасли, помощь во взаимодействии с Конгрессом и различными федеральными ведомствами.

По состоянию на 22 августа получить комментарий от представителя посольства Беларуси в Вашингтоне не удалось.

Президент Беларуси Александр Лукашенко в ходе визита в Казахстан в мае этого года сказал, что хотел бы диверсифицировать структуру импорта нефти. Однако возможность Беларуси импортировать нефть из США ограничена санкциями.

Вашингтон ввел санкции в отношении Беларуси в 2006 году в ответ на «подрыв демократических процессов» в связи с нечестными президентскими выборами. Спустя год санкции были расширены, и в список попала компания «Белнефтехим».

В 2015 году, когда Лукашенко допустил наблюдателей на выборы о освободил часть политзаключенных, Соединенные Штаты начали предоставлять «Белнефтехиму» временные исключения из санкционного режима сроком на полгода с возможностью продления.

Срок действия текущего решения об освобождении от санкций истекает 25 октября.

В сентябре или октябре Генкарелли попытается организовать встречу с «представителями государственных ведомств США, участвующих в процессе выдачи лицензий», говорится в поданных документах.

Кредиторы НПЗ в Ангарске отказались передавать 2 нефтегазовые лицензии «дочкам» завода

Иркутск. 16 марта. ИНТЕРФАКС — Кредиторы АО «ПК «Дитэко» (владеет НПЗ в Ангарске) на собрании 12 марта приняли решение не увеличивать уставный капитал двух дочерних компаний АО путем внесения в их капитал лицензий на изучение и добычу углеводородного сырья, следует из информации в Едином федеральном реестре сведений о банкротстве.

Против передачи лицензий высказались кредиторы, у которых было 55% голосов на собрании.

Соответственно кредиторы также не утвердили денежную оценку дополнительного вклада в уставный капитал «дочек»: ООО «Нефтегазовая компания «Дитэко» и ООО «Морской терминал «Дитэко». Как следует из протокола собрания, за счет внесения лицензии капитал первой компании должен был вырасти с 10 тыс. до 661,3 тыс. рублей, второй — с 10 тыс. до 792,4 тыс. рублей.

Как сообщалось ранее, в капитал «Нефтегазовой компании «Дитэко» в качестве дополнительного вклада предполагалось внести лицензию на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья на Знаменском участке (Усть-Удинский, Жигаловский, Качугский районы Иркутской области). В уставный капитал «Морского терминала «Дитэко» предлагалось внести лицензию на геологическое изучение и добычу углеводородов на Северо-Марковском участке (Усть-Кутский и Киренский районы Иркутской области).

По данным Роснедр, в 2013 году обе лицензии были оформлены на ЗАО ПК «Дитэко». Срок лицензии на Знаменский участок истекает в 2032 году, на Северо-Марковский — в 2033 году.

Извлекаемые прогнозные ресурсы газа по категории Д1 в пределах Знаменского участка составляли, по данным на 2002 год, 90 млрд кубометров газа. Через участок проложен маршрут недостроенного регионального газопровода от Ковыктинского месторождения (принадлежит «Газпрому» (MOEX: GAZP) до райцентра Жигалово.

Ресурсы Северо-Марковского участка оценены по категории Д1 и по данным на 2007 год составляли 2 млн тонн нефти и 25 млрд кубометров газа.

Сообщалось также, что в мае 2017 года суд ввел в АО «ПК «Дитэко» конкурсное производство до 1 ноября 2016 года, процедура была продлена до 26 апреля 2020 года.

Согласно материалам суда, крупнейшими кредиторами АО «ПК «Дитэко», являются «НРК Актив», которой Сбербанк (MOEX: SBER) России по договорам цессии уступил свои требования на общую сумму 2,2 млрд рублей, банк «Международный финансовый клуб» (МФК, Москва, объем требований — 1,299 млрд рублей), ООО «Нома петролиум» (Москва, 2,07 млрд рублей).

Тощие недра за большие деньги. Обзор

Российские компании бьются на аукционах за нефтегазовые месторождения, которых остается все меньше

Москва. 30 января. INTERFAX.RU — Рост запасов углеводородов — острая тема для нефтегазовых компаний нашего времени. В поисках новых ресурсов компании тщательно мониторят любые предложения на рынке. И всегда пристально следят за тем, что Роснедра выставляют на аукционы из нераспределенного фонда недр.

Со временем и этот источник серьезно истощился — крупных месторождений уже не осталось, а выставляемые участки в большинстве своем плохо разведаны или находятся вне досягаемости от имеющейся инфраструктуры. Но особого выбора при формировании ресурсной базы у отечественных компаний не остается, они вынуждены биться на аукционах, кратно поднимая цену за такие участки, на которые еще несколько лет назад даже не посмотрели бы. Показательным в этом плане стал 2020 год — по многим аукционам итоговая цена была в десятки, а в некоторых случаях и в сотни раз выше стартового платежа.

Явным лидером аукционных баталий в прошедшем году стала «Газпром нефть», которая по активности в скупке участков недр из нераспределенного фонда обошла крупнейшую нефтяную компанию России — «Роснефть». Объем средств, которые «Газпром нефть» потратила на лицензии в 2020 году, по расчетам «Интерфакса» на основе данных Роснедр, составил 10,2 млрд рублей, или 43% от общего количества средств (23,7 млрд рублей), поступивших в бюджет от аукционов на углеводородные участки.

Для сравнения в 2017 году бюджет получил от аукционов на нефтегазовые участки более 41 млрд рублей, из которых 27,7 млрд рублей, или 67% привнесла «Роснефть». Согласно отчету «Роснефти» по МСФО за 2017 год на покупку лицензий, а также платежи за участие в аукционах компания потратила 34 млрд рублей. Однако основные затраты «Роснефти» в 2017 году — 20,7 млрд рублей — пришлись на крупный Эргинский участок в ХМАО, за который компания боролась с той же «Газпром нефтью» еще с 2016 года.

«Газпром Нефть» ищет новые зоны

Активизировавшись в 2020 году, «Газпром нефть» вырывала победу в аукционах на участки в основных регионах своего присутствия — Оренбургской области и ХМАО, а также в новых для себя территориях, например, на Гыдане. «Газпром нефть» поднимала и поднимала планку, увеличивая цены за участки в 50, 80 и даже 160 раз. Предложенные ею платежи, как правило, варьировались от 500 млн до 2,5 млрд рублей.

В результате, компания по итогам прошлого года купила на торгах 14 участков. Еще за 7 участков в тех же регионах «Газпром нефть» попыталась побороться, но ее обходили «ЛУКОЙЛ» , «НОВАТЭК» , а пару раз даже малоизвестная «Новая химическая компания «НовоХим».

В пресс-службе «Газпром нефти» «Интерфаксу» уточнили, что в 2020 году портфель активов пополнили 20 новых лицензий с добычным потенциалом около 600 млн тонн н.э. Из них в рамках аукционов были приобретены 16 новых участков общей стоимостью 10,78 млрд рублей (с учетом доли в СП).

«Большая часть новых лицензионных участков была приобретена в рамках реализации стратегии доступа «Газпром нефти» к новым поисковым зонам. Формирование фокусных зон интересов в России началось в 2012-2013 годах. «Газпром нефть» проделала значительный объем работы по обобщению региональных данных, проведению зональных исследований и оценке перспектив нефтегазоносности. На основании полученных результатов были выделены наиболее перспективные поисковые зоны и подготовлена стратегия доступа для каждой из них», — сказал собеседник агентства.

Так, по итогам 2020 года «Газпром нефть» вошла в 4 новые поисковые зоны как в регионах присутствия — на полуострове Ямал, в Оренбургской области и ХМАО — так и в новом для компании регионе — на северо-востоке Гыдана.

Компания будет продолжать реализацию «стратегии доступа». Дальнейшие поисковые интересы будут связаны с развитием созданных кластеров и расширением географии присутствия в данных регионах. Параллельно «Газпром нефть» продолжит изучение потенциально перспективных зон в других регионах России.

Он также пояснил, что в настоящее время основными направлениями «Газпром нефти» в сфере развития ресурсной базы остаются: органический рост на действующих активах, вовлечение компании в разработку нефтяных активов «Газпрома», подготовка нетрадиционных запасов Баженовской свиты к коммерческой добыче, изучение других видов нетрадиционных запасов, а также активное проведение геологоразведочных работ в новых поисковых зонах и на шельфе.

Интересы с «Роснефтью» у «Газпром нефти» расходились: компании встретились всего три раза за весь год на аукционах на участки в Оренбургской области. При этом «Газпром нефть» обошла «Роснефть» в аукционе на Савицкий участок, предложив в 20 раз больше начальной цены, остальные два участка купил «ЛУКОЙЛ» и «Преображенскнефть» (принадлежит «ФортеИнвесту» Михаила Гуцериева).

«Роснефть» работает над отдачей

«Роснефть», в 2020 году снизившая аппетиты на углеводородных аукционах, принесла бюджету РФ в 2,4 раза меньше средств чем «Газпром нефть» — 4,2 млрд рублей. Компания приобрела на аукционах всего 7 участков, еще в 4 аукционах отдала победу «Преображенскнефти», «ЛУКОЙЛу» и «Газпром нефти». Полученные участки располагаются в самых разных регионах России — Самарской области, Удмуртии, Башкирии, Оренбургской области и ЯНАО.

Представитель «Роснефти» отметил «Интерфаксу», что компания располагает самой мощной ресурсной базой в России, а также одной из самых крупных в мире. «Согласно стратегии «Роснефть-2022», приоритетным направлением для компании является увеличение доходности и отдачи от имеющихся активов. Портфель активов «Роснефти» составляют высокоэффективные органические проекты, на реализации которых будет сделан основной акцент», — сказал собеседник агентства.

В череде аукционов на недра интересная ситуация сложилась и с участком Хара-Тумус на одноименном полуострове Хатангского залива. «Роснефть» с 2015 года ведет геологоразведочные работы на Хатангском участке, который включает акваторию залива, бухту Нордвик и Анабарский залив моря Лаптевых. В 2017 году компания с берега полуострова Хара-Тумус пробурила горизонтальную скважину в акватории Хатангского залива. В октябре «Роснефть» поставила на баланс Госкомиссии по запасам запасы Центрально-Ольгинского месторождения в размере 80 млн тонн по категориям С1+С2. Как позже выяснилось, порядка 27 млн тонн из 80 млн тонн запасов этого месторождения выходят за границы морского Хатангского участка и находятся на полуострове Хара-Тумус, территория которого относится к нераспределенному фонду. «Роснефть» обратилась в Минприроды с просьбой оперативно провести конкурс по этому участку с ограничениями по допускам участников.

В результате условия единственного проведенного в прошлом году конкурса на нефтегазовый участок — Хара-Тумус — предполагали, что подать заявку на участие в нем могли только компании, которые имеют действующие лицензии на освоение участков на шельфе Арктики. Таким образом, формально участвовать в конкурсе могли только две государственные компании: «Роснефть» и «Газпром» . Как единственный заявитель на конкурс, «Роснефть» должна была получить лицензию на участок, однако компания не представила обеспечительный платеж и технико-экономическое обоснование освоения участка, и конкурс был признан несостоявшимся. При этом «Роснефть» отмечала, что сохраняет интерес к участку Хара-Тумус, и отложила решение о подаче документов до окончания исследований Хатангского участка.

Осторожные покупатели

Еще менее активными, чем в предыдущие годы, в 2020 году оказались частные «НОВАТЭК» и «ЛУКОЙЛ». Купив на торгах по 2 участка, первый потратил на них 2,1 млрд рублей, второй — 1,7 млрд рублей.

Основными соперниками компаний на аукционах были всё те же «Газпром нефть» и «Роснефть». Так, «ЛУКОЙЛу» пришлось предложить в 7 раз больше — 1,5 млрд рублей — за Журавлевский участок в Оренбургской области, чтобы обойти двух нефтяных гигантов. «НОВАТЭК», в свою очередь, вырывал победу у «Газпром нефти» и «НовоХима» на Южно-Лескинский участок на Гыдане, разогнав цену в 57 больше стартовой — до 2 млрд рублей

«Сургутнефтегаз» тоже пытался бороться за оставшиеся свободные ресурсы. Компания приняла участие в 4 аукционах в ХМАО, выиграть удалось только один — на Южно-Санлорский участок с итоговой ценой в 1,5 млрд рублей. Соперником «Сургутнефтегаза» на этом аукционе была «Башнефть» .

От него не отставал и уже упомянутый московский «НовоХим». Компания не стеснялась тягаться с «Газпром нефтью», «Роснефтью» и «НОВАТЭКом», и даже пару раз ей удалось обойти первую — в аукционах на Южно-Ямальский 6 и Еркугаяхский участки в ЯНАО, потратив в общей сложности 1 млрд рублей.

Незамеченным не остался и «Русланойл» (Татарстан), претендовавший на 8 участков в Оренбуржье и Удмуртии. Однако в отличие от «НовоХима» татарстанской компании не удалось противостоять нефтяным гигантам, и из 8 аукционов она выиграла только один у таких же небольших «Преображенскнефть» и «Юника-Инвест», сделав всего один шаг.

Впрочем, общая тенденция, согласно которой ежегодно более половины выставляемых Роснедрами на торги участков признаются не состоявшимися или вовсе отменяются, в прошлом году сохранилась. Так, по расчетам «Интерфакса» в 2020 году из 144 объявленных аукционов и конкурсов 72 не состоялось, 1 аукцион был отменен. Это соотносится со статистикой за предыдущий 2017 год, когда было назначено 130 аукционов, 70 из которых не состоялось, а 5 было отменено.

Продолжит ли и в дальнейшем снижаться спрос крупнейших нефтекомпаний на новые участки — остается вопросом. По последним данным, Роснедра предлагают нефтяникам приобрести в 2020 году пока только 21 участок, среди которых скандальный Хара-Тумус не числится.