@OilManBy support@oilman.by

Все грани КИН

Почему государству необходима реформа системы утверждения проектной документации в условиях энергоперехода
Часто можно услышать, что в России КИН меньше, чем в других странах. Однако нюанс заключается в том, как этот показатель считать. Сейчас в рамках проектной документации определяются проектный и рентабельный КИН. Однако текущая система имеет ряд недостатков. Поэтому в условиях энергоперехода государству требуется пересмотр действующих подходов и ориентация на оптимальный рентабельный КИН — как оптимум между интересами государства и отрасли при определенных макроусловиях, налоговых сценариях и технологических вариантах разработки.
Как считать КИН: различия между проектными уровнями и рентабельными
В настоящее время при формировании технических проектов утверждаются два коэффициента извлечения нефти (далее — КИН): технологический и рентабельный. Первый определяется на основе технологических возможностей добычи: предельный дебит нефти скважины 0,5 т/сут и обводненность 98%. Второй — на основе достижения максимального NPV при согласованном макросценарии и действующих налоговых условиях.
Подход к определению технологического КИН тянется со времен Советского Союза (когда к вопросам экономики относились, прямо скажем, поверхностно) и требует переосмысления, т. к. применяемые технологические критерии при определенных условиях могут быть не предельными и не учитывают вариативности опций разработки месторождений, особенно на зрелых стадиях. Как вариант, для оценки технологического КИН можно предложить подход формирования варианта разработки на основе существующих технологий добычи без учета налогов в себестоимости. К тому же должны формироваться варианты разработки, отличающиеся набором применяемых технологий. Должен создаваться банк данных таких технологий, которые попадают туда после подтверждения их эффективности в процессе отработки на технологических полигонах или фактического применения на промыслах.
Рентабельный КИН — это КИН, который получается посредством применения макроусловий и фискального режима. Этот подход наиболее близок к применяемому при оценке запасов по стандартам SPE PRMS. Рентабельный КИН по российской классификации начали считать только с 2015 г. при утверждении технических проектов на разработку месторождений. При этом в отличии от SPE PRMS он пересчитывается не ежегодно, а только при утверждении технических проектов раз в 3-5 лет, а иногда и более. И фактически у государства нет понимания объема рентабельно извлекаемых запасов в стране в текущих макроэкономических условиях.
По поручению премьер-министра в 2019 г. был завершена инвентаризации запасов нефти, первая попытка государства получить оценку доли рентабельных запасов за почти 30 лет с момента перехода на рыночную экономику.
Из-за огромного объема (более 2700 месторождений и около 28,9 млрд т запасов нефти) работа изначально была существенно сокращена: под инвентаризацию попали месторождения с текущими извлекаемыми запасами (ТИЗ) более 5 млн т, которых в России на тот момент было 719 (на них приходится 26,7 млрд т или 92% от текущих технологически извлекаемых запасов). Также из периметра инвентаризации был исключен ряд льготируемых месторождений со специальными налоговыми режимами: СРП, НДД, Самотлор, особая формула вывозной таможенной пошлины. В итоге количество месторождений сократилось до 600 штук с суммарными ТИЗ нефти 17,2 млрд т (60% от ТИЗ нефти Российской Федерации).
Результат инвентаризации показал, что доля рентабельных запасов в ТИЗ варьируется от 36% до 65% в зависимости от макросценария по ценам на нефть и курсу рубля (рис 1).
В рамках инвентаризации также была предпринята первая попытка сближения подходов к оценке экономики в проектной документации и бизнес-планах компании. Дело в том, что сейчас в соответствии с правилами проектирования разработки месторождений рентабельный КИН определяется на основе достижения максимального NPV по всему эксплуатационному объекту (ЭО) в целом. То есть действующий эксплуатационный фонд скважин и новые опции (новое бурение , ГТМ и МУН) являются единым объектом оценки. Компании же в рамках бизнес планирования оценивают их экономику отдельно.
Для анализа степени расхождения в рамках инвентаризации было предоставлено порядка 100 месторождений в поскважинной детализации экономики. Сравнение выявило ряд вопросов к методологическим основам формирования проектных документов. Так, практика оценки месторождений на уровне ЭО скрывает реальную экономику бурения отдельных скважин и кустов, операций ГТМ, в профиль добычи включаются нерентабельные операции. Таким образом, завышаются уровни рентабельной добычи и запасов, которые в реальности достигнуты не будут. Это приводит к тому, что становится невозможно оценить эффекты действующих налоговых льгот по НДПИ, невозможно качественно выполнить оценку эффективности разработки в режиме НДД, корректно оценить последствия введения новых налоговых стимулов для бурения, освоения ТрИЗ и т. д.
Отсутствие возможности тонкой настройки профиля добычи в зависимости от макросценария или налоговых условий при расчетах на уровне ЭО приводит к необходимости дальнейшего совершенствования подходов к оценке рентабельно извлекаемых запасов на основе поскважинного (покустового) расчета.
Задача оценки оптимального рентабельного КИН — это вопрос поиска оптимума между интересами государства и недропользователя при определенных макроусловиях, налоговых сценариях и технологических вариантах разработки.
Декарбонизация: новая реальность на нефтяном рынке
Государство, как собственник недр, заинтересовано в обеспечении наиболее эффективного извлечения ресурсов из недр, критерием которого как раз и является рентабельный КИН. Нельзя забывать, что базовые нефтегазовые доходы обеспечивают 30% расходов бюджета России, а дополнительные — поступления ФНБ при цене выше 43 долл./барр. Это позволяет не только консервативно подходить к планированию бюджетных расходов, но и инвестировать в развитие инфраструктуры и крупные проекты при благоприятной ценовой конъюнктуре. Фактически, сейчас государство выступает своего рода портфельным инвестором в нефтегазовой отрасли, в интересах которого достижение баланса между стабильными доходами бюджета, инвестициями и поддержанием оптимального уровня мировых цен на нефть. Его инструментами являются общий уровень фискальной нагрузки и его структура, предоставление налоговых стимулов для определенных категорий запасов и активов, ограничение добычи для поддержания баланса цен и развитие инфраструктуры. А для этого надо учитывать не только внутренние потребности отрасли и ограничения, но и ситуацию на мировых рынках.
Поэтому в вопросе долгосрочной стратегии государственного управления объемами и структурой извлечения углеводородов в России нельзя не учитывать заявленный тренд на декарбонизацию ведущих экономик мира, который напрямую влияет на спрос на энергоносители. Сегодня более 120 стран уже представили свои долгосрочные стратегии декарбонизации и их число только будет расти. Евросоюз одним из первых заявил о готовности прийти к нулевым выбросам CO2 к 2050 г. (с учетом замещающих эффектов). Китай взял на себя обязательства по достижению углеродной нейтральности к 2060 г., в том числе за счет перехода на возобновляемые источники энергии и развитие сегмента электромобилей.
Анализ показывает, что все оценки ведущих мировых агентств не предполагают полного отказа от использования нефти и газа даже до 2050 г. Самый радикальный сценарий «net zero», представленный ВР, предполагает сокращения потребления жидких УВ до 79 млн барр./сут. к 2035 г. (-21% к 2018 г.) и до 31 млн барр./сут. к 2050 г. (-69% % к 2018 г.), газа до 3,5 млрд куб.м к 2035 г. (-13% к 2018 г.) и до 2,5 млрд куб.м к 2050 г. (-34% к 2018 г.). ОПЕК и МЭА традиционно более позитивно настроены к традиционным видам топлива в своих сценариях (рисунок 1).
При этом, во всех прогнозах отмечено, что углеводородам гарантировано значительное присутствие в мировом топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) минимум до 2050 г. Более того, эти прогнозы во всех сценариях оставляют нефть основным источником энергии до 2035–2040 гг. с долей в ТЭБ в диапазоне 20-31%. Однако, нельзя не признать, что энергетический рынок уже меняется. Доля ВИЭ в энергобалансе стала весомой — 12% на 2019 г., а продажи электромобилей составили уже почти 5 млн ед.
В результате в долгосрочной перспективе будет сокращаться экспортная ниша для углеводородов и расти конкуренция между добывающими странами для завоевания растущих рынков — Азия, Африка и т. д. А значит, будет снижаться ресурсная рента и цены, и на рынке останутся наиболее эффективные производители на кривой предложения. Более того, необходимо будет обеспечивать «углеродную нейтральность» продукции, что повлечет увеличение затрат. Это нельзя не учитывать при долгосрочном бюджетном планировании и формировании стратегии развития нефтяной отрасли России.
При этом в среднесрочной перспективе могут наблюдаться диаметрально противоположные тенденции. Пандемия COVID-19 и последующий за ней обвал цен привел к значительному сокращению инвестиций в разведку и добычу углеводородов по всему миру. Так, по оценкам МЭА вложения в сегмент сократятся на 30% в 2020 г., и в 2021 не ожидается их восстановление до докризисного уровня. В результате страны с высокой себестоимостью производства — США, Канада, Венесуэла, Бразилия и т. д. — будут ограничены в возможности прироста объемов для покрытия потребностей растущего спроса в 2022 году и далее. И сохранение рыночного баланса будет зависеть от возможностей ОПЕК+ по поставкам дополнительных объемов на рынок. Такие риски уже обозначали в своих прогнозах ведущие инвестбанки мира — Bank of America и JP Morgan chase. В представленных отчетах обозначено, что при неблагоприятном сценарии цены могут взлететь до космических 100+ долл./барр.
Как быть: необходимы новые инструменты управления и ускоренная монетизация ресурсов
Таким образом, в ближайшие десятилетия России как одному из крупнейших производителей и балансировщику рынка придется сначала столкнуться с потребностью увеличения добычи для покрытия потребностей спроса и монетизации своей ресурсной базы, а затем с возрастающей конкуренцией на рынке и снижением ресурсной ренты. В этих условиях, регуляторам требуется инструментарий для оценки ситуации и управления ресурсной базой. А именно, необходимо понимать:

Сколько сейчас в России рентабельно добывать в текущих условиях рыночных условиях?
Какие есть возможности по наращиванию или сокращению добычи (нерентабельные опции, технологические возможности повышения КИН)?
Какие риски для покрытия потребностей бюджета в случае снижения цен?
Какие шаги в части регулирования нужно предпринимать для сохранения своей рыночной ниши и инвестиций?

Как показал анализ инвентаризации, для ответа на эти вопросы необходимо реформирование подходов к разработке проектной документации, как в части оценки экономики, так и в части увеличения технологических опций.
Детализация экономики месторождений УВС на уровне скважин даст государству инструмент для анализа действующих льгот и дальнейшей тонкой настройки налогового режима в нефтегазовой отрасли. Конечно, поскважинные экономические расчеты требуют повышения требований к качеству гидродинамических, газодинамических моделей и инженерных расчетов, которые сейчас предоставляются в ФБУ ГКЗ при согласовании технических проектов.
Надо отметить, что наличие в системе Роснедр инструментария ежегодного пересчета технических проектов (переоценки количества рентабельных запасов) в зависимости от изменения цен на УВС и налоговых условий стало бы первым шагом к формированию ежегодного аудита запасов углеводородов, которое является одной из ключевых потребностей для управления рыночными рисками в отрасли.
Кроме этого, необходимо формирование системы стимулов для монетизации ресурсной базы и ввода нерентабельных опций в ближайшие 10-20 лет, а также государственная поддержка развития технологий, позволяющих повысить эффективность разработки ресурсов и обеспечить углеродную нейтральность их освоения для сохранения своих позиций на рынке.
Директор практики «Госрегулирование ТЭК» VYGONConsulting Дарья Козлова
Директор по консалтингу в секторе разведки и добычи нефти и газа VYGONConsulting Сергей Клубков

Source

Добавить комментарий

Будет полезно знать

ООО «Газпром добыча Краснодар» привело к техническому соответствию скважины в Красноярском краеООО «Газпром добыча Краснодар» привело к техническому соответствию скважины в Красноярском крае

Компания «Газпром добыча Краснодар» завершила консервацию шести скважин Собинского нефтегазоконденсатного месторождении в Красноярском крае. Все скважины были приведены в безопасное состояние путем установки цементных мостов в соответствии с правилами промышленной, пожарной и экологической безопасности. Скважина

В Югре в 2021 году планируют добыть менее 230 млн тонн нефтиВ Югре в 2021 году планируют добыть менее 230 млн тонн нефти

Согласно прогнозу, объем добычи по итогам текущего года составит 210 млн тонн против 236,1 млн тонн годом ранее Компании, ведущие деятельность в Ханты-Мансийском автономном округе, в 2021 году планируют добыть

Компания «Газпром добыча Иркутск» запатентовала способ обустройства углеводородных месторожденийКомпания «Газпром добыча Иркутск» запатентовала способ обустройства углеводородных месторождений

ООО «Газпром добыча Иркутск» получило патент на изобретение нового способа обустройства месторождения углеводородов, благодаря которому обеспечивается независимость от внешних источников энергии,а также мобильность и гибкость энергообеспечения буровых установок.Кроме того, увеличивается срок службы оборудования и снижаются вредные