Лицензия нефтедобычи

Рубрики Статьи

США и Канада отказались от нефтедобычи в Арктике

Американские власти объявили ряд территорий и акваторий в Арктике и Атлантике, приблизительно равных по площади Испании или Таиланду, заповедными зонами, в которых нефте- и газодобыча будет невозможна.

В администрации Барака Обамы не скрывают, что данная мера призвана «связать руки» избранному президенту США Дональду Трампу, неоднократно высказывавшемуся за активное развитие нефтедобывающей отрасли и выдвинувшему на пост госсекретаря главу Exxon Mobil Рекса Тиллерсона.

Как отметили в уходящей администрации, нынешний запрет имеет «мощную законодательную базу» и без согласия Конгресса Трамп не сможет его отменить. Более того, решение, основанное на законе, принятом еще в 1950-е годы, было принято совместно с правительством Канады, что создаст новому президенту дополнительное препятствие при попытке его пересмотра.

В заявлении Обамы отмечается, что предлагаемая мера должна защитить «хрупкую и уникальную экосистему» Арктики. Американский президент подчеркнул, «что риск разлива нефти при добыче в арктическом регионе значителен, а возможность ликвидации последствий во льдах ограничена».

Ранее администрация президента завершила работу над программой выдачи лицензий, согласно которой арктическое и атлантическое побережья США будут защищены от нефте- и газодобычи до 2022 года, что превышает президентский срок Дональда Трампа. Экологи приветствовали данную программу, но высказывали пожелания о принятии не временных, а постоянных мер, и здесь уходящий президент оправдал их ожидания.

Решение американских и канадских властей приветствовали и российские экологи. «Добыча нефти на арктическом шельфе крайне опасна для окружающей среды и не оправдана экономически. Shell впустую потратила на поиск нефти около $7 млрд, но даже если бы бурение началось, его себестоимость была бы в несколько раз выше, чем на материке. ExxonMobil потратила только на одну скважину в Карском море на шельфе России $500 млн. Эти средства должны идти на совершенно новую модель энергетики, основанную на энергосберегающих технологиях и возобновляемых источниках энергии», — заявил руководитель энергетической программы Greenpeace России Владимир Чупров.

По его словам, Россия приходит к пониманию того, что добыча нефти и газа на шельфе арктических морей — экономически и технологически задача неподъемная. Последняя редакция Энергетической стратегии России до 2035 года выносит проекты по освоению арктического шельфа за горизонт 2035 года.

Значительное влияние на позицию американцев по вопросу нефтедобычи и энергетики в целом оказала авария на буровой вышке Deepwater Horizon в Мексиканском заливе 22 апреля 2010 года. В результате повреждения трубопровода, по которому нефть перетекала с морского дна на борт платформы, в воды Мексиканского залива вылилось в общей сложности 4,9 млн баррелей сырой нефти. Причиненный техногенной катастрофой ущерб оценили в $14 млрд.

По данным исследования, опубликованного в октябре Советом по защите природных ресурсов, 52% граждан США настроены против выдачи лицензий на разработку государственных земель и побережья, а 61% опрошенных поддерживают идею запрета нефтедобычи в Арктике и Атлантике.

Лицензия на добычу нефти

Нефть – один из основных мировых ресурсов. На ее добыче строится экономика многих стран, в том числе и России. Поэтому для того, чтобы иметь возможность заниматься подобной деятельностью, нужна лицензия. Разберемся, кто может ее получить и каким образом это сделать.

На что дает право лицензия

Все виды деятельности, связанные с добычей полезных ископаемых, регулируются 2395-1-ФЗ «О недрах» и его статьей 11 «Лицензия на пользование недрами». Разрешение необходимо при следующих работах:

  • Проведении разведки нефтяных месторождений.
  • Разработке нефтяных месторождений.
  • Извлечении и переработке сопутствующих добыче компонентов, в том числе пластовых вод.
  • Строительстве нефтепроводов для доставки добытой нефти к местам ее хранения, присоединении их к центральным трубопроводам.

Содержание лицензии

В выданном документе обязательно должны быть указаны:

  • Точные границы участка, которые получает в свое пользование владелец лицензии.
  • Цель, для которой было выдано разрешение.
  • Полный список работ, на проведение которых дает право лицензия.
  • Срок, в течение которого возможна эксплуатация месторождения.
  • Перечень мероприятий по мониторингу геологической обстановки на участке, его консервации, устранения последствий добычи и рекультивации.

Требования к компании

Кроме лицензии, компании, желающей заниматься добычей, необходимо подписать договор соглашения сторон, который регулирует:

  • Процесс подготовки участка к началу добычи.
  • Право использовать сопутствующие ископаемые, например, газ.
  • Перечень работ по обустройству территории.
  • Места хранения и реализации добываемой нефти.
  • Методы контроля за соблюдением лицензионных, пожарных и экологических требований на месте проведения работ.

Также перед получением разрешения необходимо составить и согласовать технический проект. Для подготовки этого документа необходимо получить заключение госэкспертизы запасов полезных ископаемых и государственной экологической экспертизы.

Кроме того, предприятие должно обладать техническими средствами для организации добычи нефти. Как минимум, в собственности компании необходимо иметь следующее оборудование:

  • Добывающие устройства для установки в скважинах.
  • Контрольно-измерительная техника.
  • Специализированное нефтедобывающее оснащение: насосно-компрессорные трубы, электроцентробежные насосы, системы охлаждения и т.д.

Необходимые документы

  1. Заявление. В нем обязательно необходимо указать организационную форму предприятия, его фактический адрес, подробные сведения о руководителях.
  2. Заключение санитарно-эпидемиологической службы.
  3. Копии учредительных документов.
  4. Копия бухгалтерского баланса за последний год работы до подачи заявления с отметкой из налоговой службы, подтверждающего наличие возможности выполнить намеченный план разработки месторождения.
  5. Сведения о наличии собственных инструментов и оборудования для организации добычи нефти.
  6. Информацию о технологических возможностях компании для начала разведки и разработки нефтяных месторождений.
  7. Список организаций, привлекаемых для проведения ремонтных работ, лабораторных анализов и т.д.
  8. Топографическая карта с указанием размещения скважин.
  9. Свидетельство о постановке на учет в налоговой службе.
  10. Выписку из ЕГРЮЛ.
  11. Данные о предыдущих направлениях деятельности организации, претендующей на получение лицензии.

Документы необходимо предоставить в местное управление Федерального агентства по вопросам недропользования. Лицензия обычно выдается на конкурсной или аукционной основе. В первом случае выбрано будет то предприятие, которое предложит наиболее экономически выгодный план разработки. Во втором – компания, предложившая наибольшую сумму за получение разрешения.

Размер госпошлин

  • Стоимость разрешения на право пользования недрами – 7 500 рублей.
  • Переоформление лицензии на добычу нефти – 750 рублей.
  • Выдача дубликата лицензии – 750 рублей.

Также необходимо оплатить стартовый размер разового платежа за пользование недрами. Для нефти минимальная сумма задатка составляет 5% от суммы налога в расчете на средний объем добычи компании. Если право на добычу получено в результате аукциона, то также необходимо возместить все затраты на геологическую разведку месторождения. Точная методика расчета взноса указана в Приказе Минприроды России №232.

Ответственность

Добыча нефти без соответствующего разрешения влечет административную ответственность. Она устанавливается КоАП РФ, ст. 7.3, п.1:

  • Для физических лиц – 3 000 – 5 000 рублей.
  • Для должностных – 30 000 – 50 000 рублей.
  • Для юридических – 800 000 – 1 000 000 рублей.

Кроме того, при нарушении требований лицензии или несоблюдении утвержденного технического плана по добыче нефти, пунктом 2 данной статьи также устанавливается штраф:

  • Для физических лиц – 2 000 – 3 000 рублей.
  • Для должностных – 20 000 – 40 000 рублей.
  • Для юридических – 300 000 – 500 000 рублей.

Лицензия нефтедобычи

«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.

Читайте так же:  1с 82 стаж работы на предприятии

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.

Читайте так же:  Страховка осаго краснодар 2019

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.

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.

Лицензия на добычу нефти

Вид разрешения, которое дает право владельцу проводить работы на указанном месторождении. Процедура выдачи разрешения называется лицензированием. В каждой отдельно взятой лицензии указываются все условия и правила соблюдения действия лицензии. Если владелец не соблюдет правил, то лицензия у него изымается.

Выдается лицензия в соответствии с государственными законами, один из которых – «О лицензировании основных видов деятельности». В законе прописывается принципы лицензирования, и назначаются государственные органы, которые и будут выдавать соответствующие документы. С пользователя лицензии обязательно взымается оплата за выдачу данного документа, участие в конкурсной программе, за использование месторождения, как участка и запасов государственных недр, акцизные сборы.

В лицензии указываются:

  • Границы участка, предоставляемого лицензиату в пользование.
  • Цель получения лицензии и перечень работ, которые планирует проводить владелец документа.
  • Срок эксплуатации данного месторождения.

Подписывается отдельно и договор соглашения сторон, который обуславливает:

  • Подготовку участка к обустройству, разработке, сроки выполнения подготовки и схематичность финансирования.
  • Возможность использования попутно добываемого полезного ископаемого, в данном случае — газа.
  • Работы по благоустройству территории, полученной в разработку, определение сроков начала работы и уровня добычи нефти.
  • Транспортировка добытой нефти на место ее хранения или реализации.
  • Указание прав собственности на добытые ископаемые, определение их возможного количества.
  • Правила ликвидации следов присутствия компании владельца после окончания срока действия лицензии или завершения всех возможных работ.
  • Охрана окружающей среды с максимально возможным предотвращением нанесения ей убытков.
  • Возможность права собственности на информацию о наличии полезных ископаемых, обнаруженных в процессе работ.
  • Обеспечение экологичной и пожарной безопасности объекта.
  • Контроль за добросовестным выполнением условия лицензии и данного договора, при потребности ликвидация разрешительных документов или приостановление их деятельности до выяснения обстоятельств.
  • Стороны несут полную ответственность за невыполнение лицензионного соглашения и данного договора.

Возможны и другие пункты в договоре, что зависит от предложения и решения сторон.

Лицензия на добычу нефти позволяет:

  • Проводить разведку месторождения и добычу «черного золота».
  • Извлекать сопутствующие компоненты, подготавливать и перерабатывать их.
  • Добывать пластовые воды.
  • Сооружать трубопроводы для транспортировки нефти от месторождения и до места хранения, далее к пунктам доставки или при присоединении к магистральным трубопроводам.

При получении документов, дающих право на поиск, разведку, разработку и добычу нефти, владелец должен индивидуализировать участок, иначе могут появиться проблемы с ближайшими соседями в то время, когда начнется добыча сырья, да и местные власти смогут себе позволить вмешиваться в работу нефтяной компании. При индивидуализации границ в документации будут указаны точные размеры участка, что не позволит никому указывать владельцу на его права и обязанности.

Читайте так же:  Приказ мо рф 500 2010 года

Границы участка устанавливаются после рассмотрения поданного проекта, по которому и выдавалась лицензия. Вся документация обязательно фиксируется в государственных службах. Если процесс разработки участка не начинается через три месяца, то это считается нарушением и действие лицензии может быть заблокировано.

Лицензия может выдаваться как физическим, так и юридическим лицам.

Лицензия нефтедобычи

Меньше нефти с шельфа

Роснедра согласовали «Роснефти» и «Газпрому» перенос сроков геологоразведки и начала добычи на 31 участке на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей, говорится в материалах ведомства (копия есть у РБК). По просьбе «Роснефти» скорректированы планы по геологоразведке на 19 участках, еще на 12 — для нужд «Газпрома» и его «дочки» «Газпром нефти». Речь идет о переносе сроков и объемов сейсморазведки в среднем на два—пять лет, сроков бурения скважин в среднем на три года по каждому случаю.

Самые значимые переносы ввода в разработку крупнейших месторождений — два участка Штокмановского месторождения «Газпрома» введут в строй не ранее 2025 года вместо планировавшегося ранее 2016 года. А Долгинское месторождение «Газпром нефти» с запасами в 200 млн т нефтяного эквивалента — с 2019 года на 2031 год. Наибольшее количество участков, где пересмотрены планы компаний, расположены в Печорском море (девять участков), восемь в Баренцевом море, семь в Охотском море, четыре в Карском море, два в Черном и один в Восточно-Сибирском. По остальным месторождениям сроки начала добычи и вовсе не указаны: их определят по итогам завершения геологоразведки.

Официальный представитель Минприроды подтвердил РБК, что Роснедра по просьбе компаний актуализировали лицензии на шельфе. «Изменения вносятся, когда это документально обосновано. Прежде всего речь идет об изменениях экономических и геологических условий проектов, в том числе незначительном изменении сроков бурения скважин», — сказал РБК руководитель пресс-службы Минприроды Николай Гудков. При этом компании перевыполняют обязательства по сейсморазведке на шельфе, утверждает он.

Представитель «Газпром нефти» сказал РБК, что перенос срока начала добычи на Долгинском месторождении обусловлен необходимостью его геологического доизучения, так как был обнаружен приток газа, а также экономическими причинами. Представители «Роснефти» и «Газпрома» не ответили на запросы РБК.

К 2035 году объем добычи нефти на шельфе Арктики составит 31–35 млн т, говорил замминистра энергетики Кирилл Молодцов на конференции «Арктика-2016» в феврале. Ранее в проекте Энергостратегии речь шла о достижении к этому сроку 35–36 млн т в Арктике, а в целом на шельфе — 50 млн т в год. К тому же к 2035 году на шельфе должно добываться не менее 10% всего газа ​в стране (общая добыча в стране составит 821–885 млрд куб. м), указано в документе. В 2015 году на российском шельфе компании добыли 18,8 млн т нефти, 16 млн т из них — на шельфе Охотского моря, преимущественно на проектах «Сахалин-1» и «Сахалин-2». А на шельфе Арктики было добыто всего 800 тыс. т на Приразломном месторождении (принадлежит «Газпром нефти»).

Из-за переноса сроков освоения месторождений на шельфе добыча в Арктике к 20 30 году составит лишь 13 млн т, что на 27,8% меньше запланир ованного объема (18 млн), подсчитал заведующий лабораторией «Шельф», замдиректора Института проблем нефти и газа РАН Василий Богоявленский. В итоге добыча нефти на российском шельфе Арктики в ближайшие 10–15 лет не сможет компенсировать падение добычи на действующих месторождениях на суше, сказал он РБК.

Шельф «Роснефти» и «Газпрома»

Согласно закону о недрах лицензии для работы на шельфе выдаются только госкомпаниям с соответствующим опытом, а именно «Газпрому» и «Роснефти». «Газпром», по данным корпоративного журнала, владеет 33 лицензиями на пользование недрами континентального шельфа России, еще четыре лицензии у его дочерней компании «Газпром нефть» как оператора. У «Роснефти», по данным компании, 55 лицензий на шельфе.

«Дальняя перспектива»

«К концу 2025 года на шельфе Баренцева моря «Газпром» должен выполнить 20 тыс. погонных километров сейсморазведки 2D и 9 тыс. кв. км — 3D, а также пробурить 12 поисково-разведочных скважин, — говорится в статье из корпоративного журнала «Газпром» (у РБК есть копия). — Специалисты «Газпрома» считают, что освоить такие объемы не только практически невозможно, но и нецелесообразно. Очевидно, что бурение на участках в Баренцевом море, исходя из существующей конъюнктуры, — достаточно дальняя перспектива». Дело в том, что с лета 2014 года цены на нефть Brent упали вчетверо (в январе 2016 достигнули минимума в $27 за баррель) и до конца не восстановились — сейчас нефть торгуется около $52 за баррель.

Однако в прошлом году «Газпром» полностью не свернул геологоразведку на шельфе, но сильно снизил ее темп, особенно в части бурения, следует из корпоративного журнала. По заказу «Газпрома» в 2015 году были проведены сейсморазведка только на 6,7 тыс. км, хотя за последние несколько лет было изучено 34 тыс. км в общей сложности. Прирост разведанных запасов углеводородов по итогам геологоразведки на суше и море, по данным «Газпрома», в 2015 году достиг 582 млн т условного топлива при плане 536 млн т.

«Роснефть» пока осваивает шельф более интенсивно, но бурит скважины только там, где она работает совместно с иностранными партнерами. Летом текущего года компания собирается пробурить две скважины на месторождении Магадан-1 в Охотском море совместно со Statoil. Но бурение в Карском море на Университетской-1 отложено на неопределенный срок, поскольку партнер госкомпании Exxon не может участвовать в проекте из-за санкций.

Раньше 2025 года более вероятно будет начать добычу нефти на тех шельфовых месторождениях «Роснефти», где компания работает с западными или азиатскими партнерами: на Туапсинском прогибе и Западно-Черноморской площади (Exxon и Eni), Магадан-1 (Statoil), Университетская (Exxon), Медынско-Варандейский участок в Баренцевом море (CNPC) и Северо-Венинское месторождение в Охотском море (Sinopec). От партнеров зависит участие в финансировании, доступ к технологиям. Часть из проектов заморожена из-за санкций, говорит собеседник РБК в «Роснефти».

Самая дорогая и трудоемкая часть работ на шельфе — это бурение скважин. Среднюю стоимость бурения одной скважины на арктическом шельфе декан геологического факультета РГУ нефти и газа им. Губкина Сергей Лобусев оценил в $200–500 млн. К примеру, стоимость бурения скважины Университетская-1 «Роснефти» в Карском море для открытия месторождения «Победа» превысила $700 млн. Но для того, чтобы пробурить хоть одну скважину, необходимо еще и законтрактовать буровую установку. А санкции США и ЕС запрещают предоставлять России технологии и сервис по бурению на глубину свыше 130 м.

По словам Алексея Белогорьева, заместителя директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов, в Энергостратегии до 2035 года и Генсхеме развития нефтяной отрасли РФ до 2035 года прежние планы по добыче нефти и газа на шельфе будут пересматриваться в сторону снижения. По мнению эксперта, ранее 2025 года ожидать начала добычи нефти и газа на новых шельфовых месторождениях нет смысла. «Это будет экономически нерентабельно при ценах на нефть ниже $90 за баррель. Кроме того, для бурения в Арктике нет соответствующих технологий, а к западным доступ затруднен из-за санкций», — считает он. По мнению эксперта, заместить выпадающие объемы добычи нефти на шельфе можно за счет более интенсивной геологоразведки на суше и повышения коэффициента нефтеотдачи.

«Сейчас из-за низких цен на нефть и газ освоение шельфовых месторождений замедлилось во всем мире. Компании замораживают работу на шельфе. Для нас эта конъюнктурная задержка играет на руку. Мы подотстали с развертыванием нашего судостроительного кластера на Дальнем Востоке», — цитирует ТАСС выступление вице-премьера Дмитрия Рогозина на заседании Арктической комиссии в начале июня.