Казахстан имеет потенциал для значительного роста добычи и экспорта нефти. Но внутренний рынок страны может столкнуться с нехваткой сырья в будущем, если период низких цен на нефть продлится долго, прогнозируют в Казахстанской ассоциации организаций нефтегазового и энергетического комплекса Kazenergy. Генеральный директор Kazenergy Болат Акчулаков рассказал в интервью Argus о возможных рисках для внутреннего рынка Казахстана и о предлагаемых мерах поддержки нефтедобывающей отрасли.
Вы отметили, что при сохранении текущей ценовой конъюнктуры в течение двух-трех лет, НПЗ Казахстана могут в дальнейшем столкнуться с нехваткой сырья. На чем основан данный прогноз?
Нагрузку по поставкам нефти на внутренний рынок несут в основном старые месторождения, открытые еще во времена СССР. Для месторождений на западе страны доля отгрузок нефти на внутренний рынок в настоящее время составляет порядка 35% от добычи, а у некоторых производителей Кызылординской и Актюбинской групп этот показатель достигает 90-100%. Когда закончится проект переброски нефти с Западного Казахстана на Восток и Юг (проект реверса Атырау – Кенкияк), средняя нагрузка у компаний западного региона по поставкам на внутренний рынок будет в пределах 50 – 55%. С учетом текущего ежегодного падения добычи, этот показатель будет расти, если не будет ввода в разработку новых месторождений и залежей.
Какие риски возникают для таких месторождений в связи с низкими ценами на нефть?
Основные месторождения Прикаспийской зоны, Кумколя и Жанажольской группы месторождений – это достаточно зрелые проекты с падающей добычей. Поэтому сегодня остро стоит вопрос восполнения ресурсной базы, активного поиска новых месторождений. Но геологоразведка, даже с учетом современных технологий - это операции с высокой степенью риска. Вероятность успешного открытия в среднем может составлять до 30%. Привлекать заемные средства финансовых институтов в чистом виде для проведения поисковых работ сегодня практически невозможно. Финансирование осуществляется в основном за счет реинвестирования прибыли, которую добывающие компании получают от реализации сырья.
Если низкие цены - я подразумеваю коридор в $25 – 40/барр. - сохранятся на протяжении нескольких лет, у предприятий не будет большой возможности реинвестировать средства в геологоразведку. Это означает, что имеющиеся запасы со временем будут истощены и компании просто остановят деятельность. Поэтому при длительном сохранении такой ценовой конъюнктуры мы действительно можем столкнуться с дефицитом сырья для внутреннего рынка.
В то же время возможности Казахстана по экспорту нефти растут?
Действительно, за последние 30 лет в Казахстане были введены в эксплуатацию крупные проекты Тенгиз, Карачаганак, Кашаган. Они обеспечивают более половины добычи углеводородного сырья в Казахстане. До соглашения ОПЕК+ Казахстан достиг уровня добычи в 90 млн т. Из этого объема порядка 25 млн т обеспечил проект Тенгиз, 15 млн т - Кашаган, и 10-12 млн т – Карачаганак. При этом Карачаганак находится на полке добычи, а два других проекта имеют значительный потенциал роста.
Тенгиз, после завершения проекта будущего расширения (ПБР), может достигнуть полки добычи в 40 млн т/год. Кашаган в настоящее время находится на этапе опытно-промышленной разработки, здесь мы подразумеваем уровень добычи от 370 до 450 тыс. барр./сут. Но при переходе ко второй и последующим фазам проекта, которые еще не разработаны, можно говорить о максимальном уровне добычи на Кашагане до 70 млн т/год. Таким образом, в целом, картина выглядит достаточно хорошо. Нефть в Казахстане есть, и мы могли бы добывать еще больше. Но эти перспективы связаны с месторождениями, которые не имеют обязательств по поставкам сырья на внутренний рынок.
Какой уровень экспортных цен является приемлемым для казахстанских компаний?
Для разных месторождений уровень приемлемых экспортных цен индивидуален. Это зависит от этапа разработки, от себестоимости добычи, от региона, от глубины залегания нефти, а также от возможности экспортировать в целом. Очень много факторов. Если брать старые месторождения, которые находятся на последних этапах разработки, у них break even (точка безубыточности) соответствует $55 – 65/барр. Для более молодых месторождений, конечно, критический уровень цены ниже. Усилия соглашения ОПЕК+ нацелены на создание коридора $65 – 80/барр. В целом, эти цены были бы приемлемы для казахстанской добывающей отрасли. У компаний будет возможность задуматься об инвестировании в геологоразведку при цене ближе к верхней границе этого диапазона. При цене ниже $60/барр. – какие-то элементы инвестиций могут быть, но уже не у всех компаний.
При экспортных ценах в $20-40/барр. компании живут в таком режиме, когда ты себя только можешь прокормить. И то далеко не все производители могут это сделать. Конечно, можно что-то сэкономить за счет оптимизации расходов, но есть предел. К сожалению, расходные материалы, которые используют нефтяники, к примеру, металлы, химия, в период высоких цен на нефть подорожали. А когда цена на нефть откатилась на низкий уровень, к сожалению, многие сервисные услуги не подешевели. Поэтому себестоимость добычи выросла.
Что необходимо сделать Казахстану для улучшения ситуации с восполнением ресурсной базы?
В первую очередь, нужна масштабная программа геологоразведки. Сегодня Правительство Казахстана готовит к реализации такую программу, которая была инициирована в 2018 г. министерством энергетики. Были определенные сложности, в том числе связанные с пандемией, но мы ожидаем, что данная программа начнет работать уже в следующем году. Но эта программа - лишь небольшая часть того комплекса мер, который требуется сегодня Казахстану для масштабного восполнения ресурсной базы.
Поскольку реализация масштабных поисковых работ невозможна без привлечения инвесторов, государство должно демонстрировать готовность к совместной реализации таких проектов, в том числе на законодательном уровне. Привлекать компании только к проведению геологоразведочных работ сложно. Поэтому при привлечении инвестора к геологоразведке уместно обсуждать перспективы получения им прав на разработку месторождения в случае его открытия.
Планируется ли предоставление каких-то налоговых льгот компаниям для стимулирования геологоразведки?
Действуют определенные налоговые послабления, которые были приняты еще в 2018 г. В частности, отменен бонус коммерческого обнаружения, который ранее инвестор должен был платить государству при обнаружении коммерческих запасов нефти на разведываемом участке. Кроме того, на этапе геологоразведки компании освобождены от различных обязательств, не связанных с производственным циклом. Были внесены изменения в части возможности предоставления в рамках действующих добычных контрактов налоговых вычетов по расходам на геологоразведку по разведочным контрактам, понесенным с 1 января 2018 г. (25% в год). Также действует ряд условий для низкорентабельных месторождений.
Но есть круг вопросов, которые требуют дальнейшего обсуждения. Мы говорим о специальных налогах для недропользователей, в частности о налоге на добычу полезных ископаемых. С учетом сложной экономической ситуации и в мире, и в Казахстане, необходимо тщательно и взвешенно обсудить данный вопрос. К примеру, если ставить вопрос о длительной стабилизации цен на моторное топливо внутри страны, то, как вариант, возможно рассмотреть отмену НДПИ для нефти, поставляемой на НПЗ.
Интервью взял Данияр Мусаев