Добыча нефти в России в 2016 и 2017 гг. будет расти примерно
на 2% в год, в 2018 г. останется стабильной, а с 2019 г.
может начать падать, прогнозирует «Лукойл». Добыча будет
расти за счет запуска в 2016–2017 гг. крупных месторождений –
Восточно-Мессояхского «Газпром нефти» и «Роснефти», им.
Филановского «Лукойла», Сузунского и Наульского «Роснефти»,
им. Шпильмана «Сургутнефтегаза» и т. д. Добычу наращивают и
недавно запущенные месторождения им. Требса и Титова
«Роснефти» и «Лукойла», Среднеботуобинское «Роснефти»,
Ярудейское «Новатэка» и др. Но после 2020 г. поддерживать
добычу за счет новых территорий уже не получится: в России
почти не осталось новых крупных разведанных месторождений,
рассказал вице-президент «Лукойла» Леонид Федун на
презентации компании «Будущий облик мировой энергетики: новые
вызовы, приоритеты и возможности».
Между тем в российской нефтяной отрасли много проблем,
говорится в прогнозе «Лукойла». Продолжает падать добыча в
Западной Сибири, на которую приходится половина российской
нефти. В последние 10 лет добыча в Ханты-Мансийском
автономном округе падала примерно на 2% в год, а в 2015 г.
падение ускорилось до 2,9%. В нераспределенном фонде осталось
всего 6% извлекаемых запасов, при этом затраты на
геологоразведку продолжают сокращаться. Еще одна проблема –
низкий коэффициент извлечения нефти: всего 25%; для
сравнения: в США этот показатель – 44%, в Норвегии – 50%,
указывает «Лукойл». В России огромны запасы
трудноизвлекаемой, сланцевой и арктической нефти, перечисляет
компания. Но при текущих ценах, санкциях и существующей в
России системе налогообложения добыча такой нефти за гранью
рентабельности и возможности. Добыча сланцевой нефти,
например, рентабельна только при цене $80 за баррель и при
других налоговых условиях, рассказал Федун. «Одна скважина
должна стоить меньше $6 млн (средняя скважина в России стоит
$7 млн), и бурить их нужно ковровым способом – не менее 1500
скважин», – объяснил топ-менеджер. А после введения санкций
Россия лишилась иностранных партнеров для разработки трудной
нефти и шельфа.
Добычу в России можно сохранить на уровне выше 10 млн
баррелей в сутки до 2030 г., только если будет введен налог
на финансовый результат (НДД, обсуждается сейчас Минфином и
Минэнерго), считает «Лукойл». Это позволит компаниям больше
денег тратить на дорогостоящие методы увеличения нефтеотдачи
и вовлекать в разработку нерентабельные ранее запасы. Федун
надеется, что новая налоговая система будет сформирована в
России в течение 3–4 лет.
Сценарий «Лукойла» выглядит пессимистично в сравнении с
другими оценками. К 2020 г. добыча в России вырастет с
текущего уровня в 546 млн т до 575–580 млн т (при цене $40–70
за баррель и без существенного изменения налоговых условий),
считает директор по консалтингу IHS Markit Максим Нечаев. А
Goldman Sachs прогнозировал 575 млн т в год уже к 2018 г.,
напоминает он. Эксперты Vygon Consulting считают, что в 2017
г. добыча нефти в России составит 565 млн т. Пессимистичнее
прогноза «Лукойла» только консервативный сценарий Минэнерго в
Энергостратегии России до 2035 г. В нем сохраняется
действующая налоговая система и добыча нефти и конденсата в
2020 г. составит всего 548 млн т, а к 2035 г. снизится до 490
млн т.
После 2020 г. потенциал роста введенных месторождений будет
почти исчерпан и действующая система налогообложения уже не
сможет стимулировать даже поддержание стабильного уровня
добычи, согласен с оценками «Лукойла» Нечаев. Новым стимулом
для дальнейшего роста должна стать налоговая система,
подразумевающая налогообложение прибыли, а не выручки
компаний, как сегодня, объясняет он. Если в России будет
введен налог на финансовый результат, добыча остается
стабильной на уровне 555 млн т с 2020 по 2035 гг., оценивает
Минэнерго в оптимистичном сценарии развития отрасли.