Несмотря на негативную реакцию со стороны недропользователей, правительство, похоже, не собирается отказываться от своих планов по двукратному увеличению ЭТП на нефть в 2011 году. Однако, чтобы хоть как то подсластить «пошлинную пилюлю», власти готовы предоставить некоторым нефтяникам льготы по НДПИ.
Правительство Казахстана рассматривает возможность снижения ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для низкорентабельных нефтяных месторождений. Об этом сообщил министр нефти и газа Сауат Мынбаев во время пресс-конференции в рамках V Евразийского энергетического форума KAZЕNERGY. «Пусть это маленький объем экспортной таможенной пошлины, но по некоторым месторождениям он создает трудности. И для того чтобы преодолеть их, я думаю, может быть внесена определенная коррекция в уровень НДПИ для малорентабельных, так называемых высоковязких месторождений, которые могут быть законодательно решены. И этот вопрос правительство сейчас рассматривает», – отметил глава МНГ.
Напомним, что возможность снижения ставок НДПИ по низкорентабельным месторождениям была предусмотрена новой редакцией Налогового кодекса, которая вступила в действие с 1 января 2009 года.
Несколько позже, 10 ноября 2010 года, вице-премьер Ербол Орынбаев заявил, что законодательная возможность предоставления льгот по обложению НДПИ будет предоставлена и для горнорудных компаний, разрабатывающих низкорентабельные месторождения. По его словам, «соответствующее постановление правительства уже на выходе… Все технические согласования уже завершены, и, я думаю, что компании могут подать заявки уже в следующем месяце». Г-н Орынбаев не сообщил детали данного постановления, отметив лишь, что «если у недропользователей есть хотя бы 1% рентабельности, они должны заплатить НДПИ».
Вместе с тем вице-премьер считает, что хотя возможность предоставления льгот предусматривается как для горно-металлургических, так и для нефтяных компаний, однако фактически они будут применяться только в отношении последних. «К сожалению, горнорудные компании уже подавали заявки и, думаю, еще подадут, но они все оказались очень рентабельными», – подчеркнул он.
В соответствии с принятым в 2009 году Законом «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты по вопросам налогообложения», действовавшие на тот момент ставки КПН и НДПИ сохранены на 2010–2012 годы. В частности, в текущем году ставки налога на добычу нефти, включая газовый конденсат, были оставлены в коридоре от 5% до 18%. Ставки определяются по следующей схеме: при объеме годовой добычи до 250 тыс. т включительно ставка НДПИ составляет 5%, до 500 тыс. т – 7%, до 1 млн т – 8%, до 2 млн т – 9%, до 3 млн т – 10%, до 4 млн т – 11%, до 5 млн т – 12%, до 7 млн т – 13%, до 10 млн т – 15%, свыше 10 млн т – 18%.
Официальная Астана уверена, что инвесторы обеспечат соблюдение условий контракта по срокам реализации Северо-Каспийского проекта. Как отметил в ходе форума KAZЕNERGY Сауат Мынбаев, «ранее заявленные сроки добычи первой нефти в рамках опытно-промышленной стадии разработки на месторождении Кашаган будут выполнены, и тут вопросов нет».
В свою очередь, председатель Ассоциации KAZЕNERGY Тимур Кулибаев добавил, что работы на месторождении идут по графику. Он также выразил уверенность, что в 2013 году «будет возможность начать добычу на Кашагане».
Напомним, Северо-Каспийский проект реализуется в рамках соглашения о разделе продукции по Северному Каспию, заключенному 18 ноября 1997 года, и включает месторождения Кашаган, Кайран, Актоты, Каламкас. Кашаган – самое крупное месторождение в мире, открытое за последние 40 лет. Единым оператором проекта является North Caspian Operating Company B.V. В число акционеров NCOC входят Agip Caspian Sea B.V. (16,81%), KMG Kashagan B.V. (16,81%), ConocophillipsNorth Caspian Ltd. (8,40%), ExxonMobil Kazakhstan Inc. (16,81%), Inpex North Caspian Sea Ltd. (7,56%), Shell Kazakhstan Development B.V. (16,81%) и Total E&P Kazakhstan (16,81%).
Экспортный газопровод Бейнеу – Бозой полностью обеспечен сырьем для загрузки на первом этапе работы. Об этом заявил вице-министр нефти и газа Ляззат Киинов на селекторном совещании в правительстве: «18 октября было заседание госкомиссии по запасам, где принято решение по месторождению Жанажол – дали разрешение по разработке «газовой шапки». С учетом разработки месторождений Жанажол и Урихтау ресурсы газа будут составлять от 5 до 6 млрд м3, что «вполне достаточно для строительства первого этапа».
По словам г-на Киинова, в настоящее время ведутся переговоры с недропользователями, действующими на западе Казахстана, для обеспечения работы системы на втором этапе. «Имеется предварительное согласие «Тенгизшевройла» на 3,5 млрд м3, сейчас ведутся переговоры по ценам. Таким образом, мы считаем, что вопросы ресурсообеспечения на сегодня решены».
Трубопровод Бейнеу – Бозой рассматривается как второй участок газопровода Казахстан – Китай. Линия газопровода будет проходить по Мангистауской, Актюбинской, Кызылординской и Южно-Казахстанской областям.
Совместное предприятие «Тенгизшевройл»планирует в 2011 году подать на рассмотрение в Миннефтегаз документы по «Проекту будущего расширения» мощностей нефтедобывающих объектов на Тенгизском месторождении.
Проект, в который ТШО намерено инвестировать порядка $10–16 млрд, включает строительство объекта стабилизации нефти производительностью 12 млн т в год, нефтесборной системы, объектов выработки электроэнергии, а также установку двух компрессоров закачки сырого газа. Дополнительно будут пробурены порядка 15–20 нагнетательных и около 50 добывающих скважин.
Реализация этого проекта позволит увеличить объем извлекаемых запасов нефти на Тенгизе на 12 млн т в год. По его завершении весь сырой газ, получаемый в процессе нефтепереработки, будет закачиваться обратно в коллектор. В этой связи, по проекту, не предусматривается строительство объектов обработки газа и производства серы.
Начало проектирования предусматривается в 2011 году. Строительство будет вестись в 2012–2017 годах, а завершение пусконаладочных работ и сдача объектов намечены на 2017 год. Ожидается, что в реализации проекта будет задействовано более 15 тыс. человек. С вводом объектов в эксплуатацию будет создано 500 рабочих мест.
ТШО разрабатывает нефтегазовые месторождения Тенгиз и Королевское в Атырауской области. Участниками «Тенгизшевройла» являются компании Chevron (50%), ExxonMobil Kazakhstan Ventures Inc (25%), НК «КазМунайГаз» (20%) и российско-американское СП LUKArco (5%).
Компании «КазМунайГаз» и «Роснефть» планируют продолжить совместную разведку месторождения Курмангазы, а потому намерены обратиться в правительство Казахстана с просьбой о продлении контракта.
Освоение морской структуры Курмангазы осуществляется в соответствии с СРП, подписанным 6 июля 2005 года между Министерством энергетики и минеральных ресурсов РК, с одной стороны, и АО «Морская нефтяная компания «КазМунайТениз» и ООО «РН-Казахстан» (дочерняя структура НК «Роснефть»), с другой. СРП заключено сроком на 55 лет при общем объеме инвестиций в проект в размере $23 млрд. Выполнение нефтяных операций по проекту возложено на ТОО «Курмангазы Петролеум», 100%-ную дочернюю компанию АО «КазМунайТениз».
Как известно, бурение первых двух скважин в рамках проекта Курмангазы оказалось непродуктивным.
Структура Курмангазы расположена в казахстанском секторе недропользования северной части Каспийского моря в 120 км к западу от полуострова Бузачи. Площадь контрактной территории составляет 3512 км2. Глубина моря в районе работ достигает 5–7 метров. Извлекаемые запасы Курмангазы предварительно оцениваются в объеме до 900 млн тонн нефти.
Весной 2011 года «Тюб-Караган Оперейтинг Компани Б.В.» намерена пробурить вторую поисковую скважину в южной части шельфовой структуры Тюб-Караган. Как известно, первая разведочная скважина, пробуренная в 2005 году, не выявила промышленных запасов углеводородов. Бурение второй скважины первоначально было запланировано на 2008 год, затем на 2009-й, позднее – на 2010-й.
В октябре текущего года в Актау, в ходе общественных слушаний по оценке воздействия на окружающую среду, было получено одобрение на выдачу разрешения на бурение. Новая точка бурения определена в 10 км от первой скважины, на глубине моря около 8 м. Скважина будет пробурена с использованием передвижной самоподъемной установки «Астра» на глубину 2150 м. Продолжительность строительства скважины составит примерно 70 дней.
Структура Тюб-Караган разрабатывается на условиях СРП, заключенного сроком на 40 лет в январе 2004 года между «ЛУКОЙЛом» и «КазМунайГазом». В соответствии с соглашением российская компания приобрела 50% долевого участия в СРП. При этом разведку структуры, согласно договоренностям сторон, финансирует «ЛУКОЙЛ». Контрактная площадь участка Тюб-Караган превышает 1,3 тыс. км2. До бурения первой разведскважины, которая не показала промышленных запасов нефти, прогнозные геологические ресурсы участка оценивались в 324 млн т, максимальная годовая добыча прогнозировалась на уровне 7 млн т.
Вместе с тем стало известно, что в 2011 году «ЛУКОЙЛ Оверсиз» закроет поисково-разведочный проект на Аташском участке в казахстанском секторе Каспийского моря. Разведочное бурение не принесло ожидаемого результата – первая пробуренная скважина оказалась непродуктивной. При этом расходы компании по реализации проекта только за 2009 год составили $33 млн.
В настоящее время российские специалисты пытаются понять причину этой аномалии – делают сезонные фоновые исследования, переобработку данных сейсморазведки и электроразведки. Как известно, ранее «ЛУКОЙЛ Оверсиз» намеревался продлить сроки действия контракта на разведку, который заканчивается в декабре 2010 года.
ТОО «Жаикмунай» – частное нефтегазовое предприятие, осуществляющее разведку, добычу и продажу сырой нефти и газового конденсата на северо-западе Казахстана, завершило строительство установки по обработке газа на Чинаревском нефтегазоконденсатном месторождении. Ввод установки позволит компании перерабатывать попутный газ и газовый конденсат, благодаря чему общий объем производства «Жаикмунай» будет доведен с нынешних 7,4 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки до 48 тыс. б/с.
ОПЕК повысила прогноз мирового роста спроса на нефть в 2010 году до 1 млн б/с, что более чем в два раза превышает предыдущую оценку. В результате общий объем потребление в этом году составит 85,5 млн б/с. Как ожидают эксперты ОПЕК, в 2011–2014 годах мировой спрос на нефть увеличится до 89,9 млн б/с, то есть на 5,4 млн б/с по сравнению с уровнем 2009 года. Это на 0,8 млн б/с выше прежнего прогноза, опубликованного в конце прошлого года.
При этом ОПЕК оставила практически неизменным долгосрочный прогноз спроса до 2030 года – 105,5 млн б/с (рост на 21 млн б/с к 2009 году). По мнению аналитиков нефтекартеля, спрос на нефть со стороны стран–членов ОЭСР продолжит снижаться, а потребление в развивающихся государствах увеличится более чем на 22 млн б/с (75% роста придется на долю Азии). Основными секторами, обеспечивающими увеличение спроса, останутся транспорт и нефтехимия.
Если говорить о предложении, ожидается, что поставки нефти из стран, не входящих в ОПЕК, в текущем году составят 51,9 млн б/с, в 2015-м – 53,9 млн б/с, 2020-м – 55,7 млн б/с, 2025-м – 56,6 млн б/с и в 2030 году – 57,5 млн б/с. В свою очередь, государства–члены ОПЕК в 2010 году должны поставить 29,3 млн б/с нефти, в 2015-м – 30,8 млн б/с, в 2020-м – 33,2 млн б/с, в 2025-м – 36 млн б/с и в 2030 году – 38,7 млн б/с.
Авария на платформе BP в Мексиканском заливе, по мнению экспертов картеля, окажет лишь ограниченное и краткосрочное влияние на мировую глубоководную добычу. Они также отмечают, что цена на нефть «оставалась достаточно стабильной в течение 2010 года, в основном коридоре $70–85 за баррель, вслед за развивающимися странами возобновился рост спроса, производились инвестиции, необходимые для обеспечения будущего спроса и поддержания адекватного уровня резервных мощностей». В настоящее время резервные мощности членов ОПЕК превышают 6 млн баррелей в сутки. У них также достаточно запасов для обеспечения спроса.
Ожидается, что до 2020 года цена на нефть будет оставаться в диапазоне $75–85 за баррель и достигнет $106 за баррель к 2030 году.
По прогнозам аналитиков нефтекартеля, до 2030 года в мировую добычу (не включая затраты на инфраструктуру) необходимо инвестировать $2,3 трлн, причем 3/4 из них должны быть осуществлены в странах, не входящих в ОПЕК.
Спрос на энергоресурсы продолжит увеличиваться и к 2030 году будет на 40% превышать уровень 2010 года. Ископаемое топливо останется основой энергетики – к 2030 году его доля в энергобалансе составит 80%. Потребление нефти будет расти гораздо медленнее, чем использование газа. Более широкое распространение газа ОПЕК связывает во многом с развитием технологий по добыче нетрадиционного газа. Упоминая будущее сланцевого газа, картель отмечает, что пока неясно, изменит ли он мировой энергобаланс и потеснит ли традиционный газ.
По данным Агентства по статистике, за десять месяцев текущего года в Казахстане было добыто 56,33 млн т сырой нефти и 9,31 млн т газоконденсата. Это, соответственно, на 6,3% больше и на 6,6% меньше в сравнении с аналогичным периодом 2009 года. При этом согласно прогнозам по итогам 2010 года объем нефтедобычи в республике должен достичь 81 млн т.
Что касается производства газа, то в январе–октябре его объем составил 30,11 млрд м3, что на 3,3% больше, чем за десять месяцев 2009 года. В том числе, добыча газа природного в газообразном состоянии составила 14,95 млрд м3 (-4,8%), а его товарный выпуск – 7,8 млрд м3 (-5,8%). Производство нефтяного попутного газа, напротив, выросло на 11,8% – до 16,14 млрд м3.
За десять месяцев на казахстанских НПЗ было произведено 2468,6 тыс. т бензина, включая авиационный, что на 17,4% больше, чем в январе–октябре 2009 года. Выпуск топочного мазута составил 3171,2 тыс. т (рост на 20%), керосина – 410,2 тыс. т (+40,4%), газойлей – 3 749,7 тыс. т (+5,5%).