Нефтегазовая отрасль – основной донор государственной казны Казахстана. От ежегодных объемов добычи нефти зависит уровень доходов страны. Однако, за последние 10 лет производство нефти росло только на трех крупных проектах, которые реализуют консорциумы иностранных компаний, а на месторождениях, разрабатываемых казахстанскими предприятиями, добыча, наоборот, сокращается. Почему так происходит? И как можно решить эту проблему? Об этом Petrocouncil.kz поговорил с нефтегазовым аналитиком Абзалом Нарымбетовым.

— Истощение запасов казахстанских нефтегазовых месторождений – одна из главных обсуждаемых тем в отрасли. Сегодня, благодаря росту производства на Тенгизе и все еще планируемому увеличению добычи на Кашагане, этот вопрос выглядит немного отодвинутым на задний план. Хотя он очень актуален. Насколько исчерпаны запасы и в каком они состоянии на сегодняшний день?

— 10 лет назад, по моим данным, объем добычи нефти на казахстанских месторождениях, не считая показателей Тенгиза, Кашагана и Карачаганака, был на уровне свыше 40 млн тонн. За эти годы эта доля постоянно снижалась, и сейчас она составляет меньше 30 млн тонн в год. Большинство данных месторождений старые, зрелые и у них нехватка капитализации, инвестиций для поддержания хотя бы действующих объемов, не говоря уже об увеличении добычи. Потому что многие из этих месторождений находятся на четвертой стадии разработки. По сути – это прямое истощение запасов. В плане увеличения производства нефти в стране приходится надеяться только на три крупных месторождения, поскольку только у них есть потенциал для роста и стабильной добычи. Например, на Тенгизе завершается проект расширения, который даст существенный рост добычи. На Кашагане тоже будет расти производство, хотя и медленно. А на Карачаганаке постараются поддерживать действующий уровень добычи.

А на всех остальных месторождениях, в том числе разрабатываемых такими компаниями, как «Озенмунайгаз» и «Мангистаумунайгаз», добыча падает. При этом за последние 5-10 лет новых месторождений с существенными запасами не открыто. Одна из основных причин такого состояния в том, что недропользователей, кроме операторов трех вышеназванных крупных месторождений, обязывают по системе квоты продавать нефть на внутреннем рынке по заниженным ценам. При этом нет четких правил и формулы, которые определяли бы, кто и сколько должен поставлять. Кому-то предписывают продавать на внутреннем рынке 100% добытой им нефти, а кому-то, наоборот, позволяют полностью все свое сырье экспортировать. Кому-то разрешают продавать на экспорт 50%, а кому-то лишь 30%. То есть нет четкого понятия, как работают эти правила распределения нефти и экспортных квот. А это важно, поскольку цены на нефть на внутреннем рынке в два раза ниже, чем на экспортном. Те, кто поставляет больше на внутренний рынок, получают меньше доходов. Соответственно, у них меньше денег на то, чтобы инвестировать в производство, в поддержание и увеличение прибыли.

Самое интересное в том, что при получении права на разработку месторождения, недропользователю в контракте прописывают – какую часть добытой нефти он может экспортировать, а какую должен продавать на внутренний рынок для дальнейшей переработки на НПЗ. Но эти соглашения со временем меняются, и оператора заставляют увеличивать поставки на казахстанские нефтеперерабатывающие заводы. А ведь инвестор, когда берет месторождение, рассчитывает свои доходы и расходы, считает – сколько он должен вкладывать, чтобы поддерживать производство, сколько он может получить прибыль и отбить свои инвестиции. Сейчас получается так, что его заставляют продавать сырье для переработки, и неизвестно, когда он вернет свои вложения.

То есть добывающие компании сейчас уже не заинтересованы вкладывать в производство, поскольку нет определенности, как и когда он может вернуть вложенные инвестиции. А если бы инвестор четко знал, что в течение 10 или 20 лет контракт не будет меняться, то он мог бы рассчитывать все свои затраты, знать – сколько может вложить в производство, сколько и когда получить доходов за счет этого. Получается, что контракты, подписанные с недропользователями не соблюдаются.

—  Почему инвесторы, если условия контрактов нарушаются, не жалуются и не подадут в суд, чтобы отстоять свои интересы?

— Мне кажется, пока нет прецедента. Ни один недропользователь не осмеливался пока выставить счет правительству. Думаю, это начнется тогда, когда ситуация станет реально бить по карманам, когда недропользователи будут не зарабатывать, а получать только убытки, и чтобы поддержать месторождение им придется инвестировать уже в ущерб себе.

В прошлом году независимые нефтедобывающие организации (НДО) создали свою ассоциацию. Они совместными усилиями хотят отстаивать свои интересы. Может, что-то поменяется. А пока мы наблюдаем, что в стране растет спрос на топливо, поэтому недропользователей заставляют еще больше увеличить объем поставок нефти на внутренний рынок. А у них в это время, наоборот, добыча падает, и не только потому, что истощаются запасы, но и по той причине, что они меньше вкладывают в производство. А доходы низкие у них, потому что они вынуждены продавать добытую нефть на внутреннем рынке по заниженной цене. То есть получается своего рода замкнутый круг, который не приводит ни к чему хорошему, а только ухудшает ситуацию с каждым днем. В конечном счете, все это когда-нибудь может обернуться большими проблемами на рынке добычи нефти и производства нефтепродуктов. Возможно, в какой-то момент все или часть этих недропользователей соберутся, пойдут в суд и начнут отстаивать свои права, закрепленные в контрактах.

— Или же будут ждать, пока не обанкротятся…

— Да, или будут ждать пока не обанкротятся. Просто система в том виде, в котором сейчас существует, в долгосрочной перспективе не работает. По сути, она сама себя убивает.

— Истощение запасов, отчасти, происходит по естественным причинам, поскольку источник невозобновляемый. Но если недропользователям позволят продавать нефть по безубыточным ценам, и они будут получать хорошую прибыль, то что нужно сделать, чтобы увеличить или поддержать уровень добычи? Какие меры нужно предпринять?

— В таком случае у недропользователей стоит задача вкладывать деньги в бурение новых скважин, строительство дополнительных объектов инфраструктуры, которые помогут нарастить или поддерживать производство на стабильном уровне. Можно инвестировать в первичную переработку газа либо нефти, чтобы увеличить мощности этих производственных объектов. То есть это постоянный процесс улучшения предприятия. Даже для того, чтобы поддерживать текущее рабочее состояние месторождения, нужно проводить минимальные объемы работ по капитальному ремонту скважин. Еще можно применять новые методы увеличения нефтеотдачи, или интенсификации добычи. И все эти мероприятия требуют определенных затрат. Если инвестор не будет получать тех денег, которые он ожидает от производства, то он будет экономить и меньше тратить, расходуя только те средства, которые позволят ему получать хоть какую-то прибыль. И когда он достигнет точки невозврата по инвестициям, то просто вернет обратно месторождение государству.

— Роль нефтегазовой отрасли в экономике страны сегодня очень большая. Соответственно, доходность нефтегазовых компаний важна так же, как и себестоимость добытой нефти. Какова она сегодня в Казахстане? Какие факторы влияют на себестоимость добычи: транспортировка, расходы на персонал или другие составляющие? Можете привести примеры по казахстанским и зарубежным компаниям?

— Если по миру, то самая низкая себестоимость нефти в Саудовской Аравии – около $10 за баррель на суше, $20 – на море. У нас же, в зависимости от месторождений, себестоимость колеблется в районе от $40 до $70.

Из-за того, что у нас высокая себестоимость добычи, недропользователям невыгодно поставлять нефть на внутренний рынок. Потому что $30 за баррель, по которому они вынуждены продавать нефть внутри страны, ниже себестоимости. Но добывающие компании покрывают этот убыток за счет экспортных объемов.

Если смотреть индивидуально, то, например, у КМГ (АО «НК «КазМунайГаз») есть некоторые месторождения, разрабатываемые дочерней компанией «Озенмунайгаз», где себестоимость добычи доходит до $78 за баррель. Сейчас нефть на мировом рынке стоит ниже $70 за баррель. При этом надо учитывать, что предприятие половину добытого сырья поставляет на внутренний рынок. КМГ в прошлом году получил около 10 млрд тенге прибыли на «Озенмунайгазе». То есть столько же, сколько у нас обычно получает малый бизнес. При этом на данном предприятии работает 10 тысяч человек, еще около 10 тысяч – в подрядных организациях. Итого, получается, что на всем месторождении в общей сложности трудится 20 тысяч человек.

Это означает, что на предприятии очень много людей вовлечено в разработку месторождения. На том же «Мангистаумунайгаз», где аналогичный уровень добычи, в три раза меньше сотрудников, чем в «Озенмунайгаз», а на Тенгизе и Кашагане – в 10 раз. Для того, чтобы предприятие было эффективным, нужно нанимать хороших специалистов, и работать качеством, а не количеством.

Например, самые большие налоги у нас выплачивает «Тенгизшевройл». Как он это делает? Он нанимает самых лучших профессионалов, но в меньшем количестве. Тем самым они больше зарабатывают и, соответственно, больше платят налогов. А в Озене нанимают больше людей, чтобы обеспечить регион рабочими местами. По сути, компания занимается решением социальных задач. Но это не работает в долгосрочной перспективе. Потому что у них сейчас добыча падает, а количество сотрудников и их зарплата растет. В «Озенмунайгазе» официально признали, что с 2024 года компания будет убыточной. При этом КМГ уже сейчас субсидирует деятельность своего дочернего предприятия.

Я думаю, что нужно работать на рыночных условиях, зарабатывать от коммерциализации компании. А потом налоги, выплаченные ею, пускать на решение каких-то социальных задач, реализацию проектов, за счет которых будут создаваться новые рабочие места в других отраслях. К слову, из-за этих проблем IPO нацкомпании не будет успешным в долгосрочной перспективе, потому что такие предприятия будут тянуть КМГ вниз.  

Если смотреть на международные компании, такие как ExxonMobil, Chevron, Saudi Aramco, Shell и TotalEnergies, то они просто изначально определили, что будут работать только на коммерческих условиях. У них минимальное, насколько возможно, количество персонала, но они при этом приносят много прибыли. 

Компания в первую очередь должна быть конкурентоспособной, выпускать конкурентоспособную продукцию, а не заниматься социальным обеспечением.

— Какие еще факторы влияют на рост себестоимости нефти компании?

— В Казахстане второй фактор, который имеет существенное влияние – это обязательства поставлять на внутренний рынок, где цена на нефть более чем в два раза ниже, чем на экспорт. Это тоже бьет по себестоимости. Немаловажное значение имеют и логистические возможности недропользователя. Потому что не все месторождения имеют доступ к трубопроводам. Некоторые используют цистерны для транспортировки нефти. И это, безусловно, тоже поднимает себестоимость их нефти, что в конечном счете приводит к снижению прибыли.

Кроме того, у нас большинство месторождений зрелые, находятся на четвертой стадии разработки. Чтобы поддержать добычу на таких месторождениях, надо обратно закачивать в пласт добытую воду. И сейчас на некоторых месторождениях обводненность доходит до 99%. То есть вы добываете 100 литров жидкости, из них только 1 литр нефти, а остальное вода, которая потом обратно закачивается. При этом эту воду, прежде чем закачать, надо, во-первых, сепарировать, очистить от примесей. Надо будет бурить новые скважины, чтобы еще больше закачивать. На все это нужна энергия. То есть, чем старше месторождение, тем больше затрат.

— А сколько у нас таких старых месторождений, находящихся на четвертой стадии разработки?

— По последним данным, у нас около 84 недропользователей, добывающих углеводороды, из них, я думаю, как минимум 60-70 разрабатывают месторождения, находящиеся на четвертой стадии.

В Кызылординской области за последние 10 лет добыча сократилась более чем в три раза – с 10 до 3 млн тонн в год. Знаете, почему? Потому что всех недропользователей региона заставляли практически всю добытую нефть продавать на внутренний рынок, для поставок на Шымкентский НПЗ, поскольку надо обеспечивать завод нефтью, а кызылординские месторождения самые близкорасположенные в географическом плане.

Это наглядный пример того, как система угробила отрасль в регионе. Там было самое высокое падение уровня добычи – около 30% ежегодно. Плюс казахстанские компании заставляют обеспечивать работой жителей близлежащих населенных пунктов. Из-за этого КМГ не может стать такой же сильной, коммерчески успешной компанией, как Chevron, Shell или Eni.

Saudi Aramco, как и КМГ, является государственной компанией. Но государство не обязывает ее обеспечивать население работой. Ее основная задача – зарабатывать деньги, нанимая самых лучших специалистов, то есть максимально эффективным способом. Тем самым она должна принести стране больше прибыли и налогов.

У нас никак не могут определиться: КМГ – это предприятие, которое должно конкурировать с мировыми компаниями, или она должна обеспечивать людей работой. Добавьте к этому еще и то, что она дает 80% поставок нефти на внутренний рынок по низким ценам.

— Но если поднимать цены на нефть на внутреннем рынке, то вырастет стоимость бензина, а дальше – цены на другие продукты и услуги.

— Да, это порочный круг. Вы не можете поднять стоимость нефти на внутреннем рынке, поскольку вырастут цены на бензин. В результате и добывающие компании в убытке, и добыча падает, а значит будет меньше поставок на НПЗ, что в конечном счете приведет к дефициту топлива.

Но весь мир работает на рыночных условиях, продают и покупают товары по рыночным ценам. Нам нужно повышать платежеспособность населения. Можно понять, почему держат низкие цены. Сегодня большинство казахстанцев свыше 50% своих доходов тратят на покупку продуктов питания. В то время как в Европе, к примеру, этот показатель в районе 10%, максимум 20%.

Как считать запасы

— Еще один вопрос, связанный с доходностью нефтяных компаний – это методы подсчета запасов. Почему они разные в Казахстане и мире? Какое он имеет значение для нефтегазовой отрасли и для страны?

— На данный момент в Казахстане официальная система по подсчетам запасов – это наследие Советского Союза – система Государственного комитета по запасам (ГКЗ). Это официальный учет для госорганов, для Министерства энергетики, чтобы знать, сколько запасов осталось на тех или иных месторождениях. Параллельно большинство недропользователей делают подсчет запасов по международным стандартам – PRMS (Petroleum Resources Management System). Это общепринятая мировая система. Как минимум, 80% стран и компаний в мире используют ее, потому что через нее они получают финансирование. Все аудиторы, в том числе входящие в Big 4, принимают отчеты только по системе PRMS. Так же, как например, они работают только по МСФО (Международные стандарты финансовой отчетности). Если вы помните, раньше у нас была своя казахстанская система отчетности. Но международные аудиторы ее не принимали, поэтому перешли на МСФО. То же самое по учету технических извлекаемых запасов, именно рентабельных, – в мире все банки и биржи, а также инвесторы, используют только систему PRMS. По ней они ежегодно обновляют данные по запасам компаний.

Если недропользователь хочет получить кредит для инвестиций в производство или для других целей, то он идет в банк или к инвесторам на биржу. Кредиторы смотрят на состояние компании, на запасы, которые должны быть подсчитаны по PRMS. Только после того, как инвесторы ознакомятся с этими данным, они решают – давать компании деньги или нет.

А запасы, подсчитанные по системе ГКЗ они не признают. Потому что она дает данные раз в пять лет, тогда как по PRMS сведения обновляются ежегодно. По ГКЗ данные обновляется по стадиям. Например, у месторождения есть несколько стадий разработки – первая, вторая, третья и т.д. Между ними проходит 5-10 лет. То есть существенные изменения в запасах на этих месторождениях происходят через каждые 5-10 лет. А международная система работает над обновлением каждый год. На конец каждого года они дают свежие данные, и с учетом цен на нефть ежегодно меняются, поскольку конъюнктура рынка меняется. Допустим, недропользователь подписал контракт, защитил запасы и утвердил, поставив на баланс государства. У него в контракте прописано, что 50 или 30 процентов добытой нефти он должен поставлять на внутренний рынок, а остальное может отправлять на экспорт. Потом доля, отправляемая на внутренний рынок, меняется. Тогда запасы нефти компании также должны автоматически корректироваться. Потому что часть запасов для него уже становятся нерентабельными, поскольку экспортные и внутренние цены разные. У нас они составляют $70 и $30 за баррель. Соответственно, предприятие получает разные доходы. Когда недропользователь увеличивает поставки на внутренний рынок, у него прибыль снижается. Этот факт автоматически фиксируется при подсчете запасов по системе PRMS. Поскольку из-за снижения доходов компании уже невыгодно бурить новые скважины, строить производственные объекты. То есть эти запасы он должен списывать. Таким образом, международная система работает так, что ежегодно она обновляет данные по объемам запасов с учетом изменения цен на нефть, конъюнктуры рынка, доли поставок на внешний и внутренний рынки, информации по бурению скважин, по данным каротажа и т.д. Международная система живая, динамичная и показывает реальное состояние компании.

Почему инвесторы не принимают данные по ГКЗ? Потому что отчет готовится раз в пять лет, или даже в десять. То есть сведения в нем устаревшие. А инвесторам нужна всегда актуальная информация. Это – во-первых.

Во-вторых, по системе ГКЗ отчеты готовят, так называемые независимые эксперты. Они вносят свои корректировки в сведения по запасам. Например, они могут указать цены на нефть в районе $100 или $150 за баррель. Хотя по PRMS есть требования, что ваша цена на нефть не может быть выше той, которая была за последние 12 месяцев. Таковы правила системы.

А по ГКЗ правила устанавливают эксперты, и для каждого месторождения они могут установить разные цены на нефть. То есть в PRMS подсчет запасов и стоимость месторождения определяется по определенным правилам, а в ГКЗ – решает какой-нибудь эксперт, который каждое месторождение оценивает по-своему. Из-за этого она более коррумпирована, потому что эксперт может договориться с недропользователем и завысить данные по запасам, поставить высокую стоимость нефти и сделать месторождение рентабельным.

Казахстан обещал перейти на PRMS. Работы начались еще в 2015-м. Был план, что в 2024 году, то есть через 10 лет мы перейдем к международной системе. Эта задача была одним из пунктов Плана нации и других программных документов и стратегий. Но в 2023 году рабочая группа, которая этим занималась, заявила, что перехода не будет.

В рабочей группе состояли те же люди, которые работают в системе ГКЗ. Ясно, что они не станут менять систему, на которую сами же работают, потому что боятся остаться без работы. Там столько проектных институтов, которые с советских времен остались, и которые получают объем работ именно по системе ГКЗ. Они делают подсчет запасов и тем самым зарабатывают. Хотя этот отчет никто из инвесторов не принимает.

У них опасения, что если мы перейдем на PRMS, то останутся без работы, потому что не квалифицированы работать по международной системе. В этой рабочей группе очень много людей, которые заинтересованы именно в том, чтобы максимальным образом потянуть время и не переходить на PRMS. Но в прошлом году, насколько мне известно, было указание руководства страны ускорить переход на международные стандарты. И они начали шевелиться. Создали новую рабочую группу, обещали, что через два года, то есть в 2026 году, мы уже перейдем на применение PRMS. На мой взгляд, они опять будут тянуть это дело, пока сверху кто-то не скажет: «Все, мы переходим».

Вообще, переход на международную систему не сложный и быстрый процесс. К примеру, в Катаре это сделали в течение 3-4 месяцев. Просто нужна воля государства. Но у нас, а также в Узбекистане, Туркменистане, России и Азербайджане продолжают работать по советской системе. В той же России много публичных компаний, которые отчеты сдают по двум системам. Для государства по ГКЗ, а для инвесторов по PRMS. Спрашивается, зачем делать двойной отчет? Это же потеря времени и денег.

Я предполагаю, что и в 2026 году мы не перейдем на международные стандарты, поскольку в рабочей группе, призванной сделать это, много людей, которые не заинтересованы менять ГКЗ на PRMS. Большинство из них ветераны, специалисты с советских времен.

— Чем они аргументируют свой отказ от перехода на PRMS?

— Сначала мотивировали тем, что они останутся без работы. Сейчас говорят, что недропользователи перестанут выполнять обязательства, будут варварски истощать месторождения, нерационально их разрабатывать, поскольку государство якобы потеряет контроль над ними. На самом деле такого, конечно же, не произойдет. Зачем инвесторам вредить самим себе, своему бизнесу? Нам нужно научиться доверять бизнесу, а не контролировать его со всех сторон.

— Какая польза для государства в переходе от ГКЗ на PRMS?

— Во-первых, оно будет знать обновленную информацию по запасам. К примеру, КМГ показывал запасы три года назад. Так вот. Если они подсчитают по системе PRMS, то сегодня ее запасы снизятся на 25%. По ГКЗ просто рисуют запасы, как это делали в советское время, утверждая, что у нас запасов нефти и газа много. По факту эти запасы во многом нерентабельны. Сторонники ГКЗ боятся, что если мы сейчас перейдем на международную методику, нужно объяснить главе государства или населению, что запасов на самом деле меньше. PRMS – это система прозрачности, открытости, реальной рыночной стоимости. Но это же хорошо, знать реальную информацию. Инвесторы неглупые люди. Они будут вкладывать, изучив актуальные данные. Это откроет дорогу для новых инвестиций. К тому же, это поможет сделать диагностику состояния нефтегазовой индустрии. Государство будет знать, сколько реальных запасов осталось, сколько налогов от них можно получить. Сколько можно поставлять на внутренний рынок и сколько экспортировать, чтобы нефтегазовая отрасль хорошо функционировала, обеспечивала людей работой и при этом приносила хорошие доходы всем ее участникам.

— Спасибо за интервью!