На разных условиях. «Газпромнефть» лидирует по темпам роста добычи газа

В 2022 году на фоне сокращения добычи компанией «Газпром» его «дочка» «Газпромнефть» стала абсолютным рекордсменом по темпам роста добычи газа. По свидетельству консолидированных данных статистики Минэнерго, за 10 месяцев этого года она добыла на 19,4% газа больше, чем за аналогичный период 2021 года.

В январе — октябре «Газпромнефть» добыла 42,3 млрд куб. м, в октябре — 4,3 млрд куб. м. Эти данные учитывают доли добычи в совместных предприятиях. Собственная же добыча «Газпромнефти» за 10 месяцев 2022 года составила 27,5 млрд куб. м (+37,4% к аналогичному периоду прошлого года).

Согласно статистике, по объемам добычи газа компания сейчас уступает кроме материнского «Газпрома» только «Новатэку» и «Роснефти», но значительно опережает их по темпам прироста. «Новатэк» нарастил добычу в январе — октябре на 2,2% до 69,2 млрд куб. м, «Роснефть» — на 13,6% до 54,9 млрд куб. м.

У других крупнейших независимых производителей газа производственные показатели упали. У «Лукойла» добычи газа снизилась почти на 1% до 16,9 млрд куб. м, у «Сургутнефтегаза» — на 8,8% до 6,9 млрд куб. м, у Независимой нефтегазовой компании (ННК) — на 3,8% до 5,6 млрд куб. м. «Газпром» 1 ноября также отчитался о сокращении добычи за 10 месяцев на 78,8 млрд куб. м, или на 18,6%, — до 344 млрд куб. м.

Разный режим налогообложения

Как отмечает эксперт Союза нефтегазопромышленников России Рустам Танкаев, «Газпром» уже несколько лет отдает на откуп «Газпром нефти» добычу на целом ряде своих крупнейших месторождений, поэтому добыча газа у нефтяной «дочки» растет, а у самой монополии — снижается. 

По его мнению, такой подход может объясняться разным режимом налогообложения добычи газа.

«Газпром» и остальные нефтегазовые компании добывают газ на разных условиях. В частности, для независимых производителей газа действует пониженная ставка НДПИ. По действующему законодательству базовая ставка НДПИ при добыче природного газа составляет 35 рублей за 1000 куб. м. Она умножается на базовое значение единицы условного топлива (Еут) и на коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа (Кс). 

У «Газпрома», являющегося единственным экспортером трубопроводного газа, значение Еут выше. Повышенное значение Еут устанавливается в формуле через коэффициент, характеризующий экспортную доходность единицы условного топлива (Кгп). Для «Газпрома», как владельца Единой системы газоснабжения (ЕСГ), с 1 января 2019 года он равен 1,4441. Для остальных компаний установлен на уровне 1. 

Кроме того, в отличие от «Газпрома» независимые производители могут продавать газ на внутреннем рынке по нерегулируемым ценам.

С 2012 по 2021 годы добыча газа «Газпромнефти» с учетом долей в совместных предприятиях выросла в 4 раза до 47,8 млрд куб. м, следует из данных компании. Добыча самого «Газпрома» (без учета показателей «Газпромнефти») за тот же период выросла только на 2% — с 479 млрд куб. м в год до 488 млрд куб. м. При этом доля «Газпромнефти» в объеме добычи выросла с 2 до 9%, что делает ее одним из крупнейших добывающих дочерних обществ «Газпрома». Преображение «Газпромнефти» в газовую компанию вызывает «беспокойство и недоумение» у других участников рынка, говорит Танкаев. «Слово „нефть“ в названии компании „Газпромнефть“ утратило свою актуальность», — шутит он.

По мнению экспертов, отсутствие госрегулирования цен на газ и пониженная ставка НДПИ позволяют значительно экономить на добыче, особенно с учетом растущих объемов. При этом у компании есть преференции как у «дочки» «Газпрома», например, беспрепятственный доступ к газотранспортной системе. 

«Фактически „Газпромнефть“ сидит на двух стульях, получая необоснованное конкурентное преимущество и вытесняя с рынка других участников», — считает Танкаев.

Договоры с «Газпромом» 

Управляющий директор рейтинговой службы НРА Сергей Гришунин отмечает, что значительную роль в приросте добычи газа «Газпромнефтью» играют долгосрочные рисковые операторские договоры (ДРОД) с «Газпромом» на девяти его месторождениях: Песцовом, Ен-Яхинском, Западно-Таркосалинском, Чаяндинском, Ямбургском, Оренбургском, Уренгойском, Харасавэйском и Бованенковском, совокупные запасы которых превышают 15 трлн куб. м газа. Также существенный вклад в прирост добычи газа «Газпромнефти» вносят ямальские проекты, отмечает эксперт. Это подтверждается данными статистики Минэнерго за 10 месяцев. «Газпромнефть-Ямал» показал прирост 75,9% к аналогичному периоду прошлого года (12,6 млрд куб м), а добыча на месторождениях «Меретояханефтегаза» увеличилась более чем в 3 раза до 3,6 млрд куб. м.

Система рискового операторского договора предполагает предоставление недропользователем доступа к участку недр компании-оператору, которая проводит геологоразведку и занимается добычей углеводородов, принимая при этом на себя все риски и все расходы, связанные с разработкой месторождения. После начала добычи между сторонами могут распределяться как добытые углеводороды, так и доходы от их продажи. 

Система соглашения о совместной разработке предполагает объединение компании-оператора и компаний-инвесторов в единый консорциум, который работает с недропользователем на основе рискового операторского договора. Участники консорциума финансируют проект пропорционально долям в проекте.

Добыча газа у «Газпромнефти» будет расти и дальше. В июне 2021 года заместитель председателя правления Вадим Яковлев заявил, что дальнейший рост «Газпромнефти» будет происходить в большей степени благодаря наращиванию добычи газа. По его словам, доля газового бизнеса в добыче уже составляет 37-38%. «После запуска Бованенково, Харасавэя, Уренгоя мы выйдем примерно на 45%. Мы идем дальше и дальше на север Ямала, и это отражает геологические тренды. Там больше газа и газового конденсата», — сказал он.

Поддержка властей

Как отмечал в октябре 2021 года президент России Владимир Путин, ямальский центр газодобычи является ключевым для развития газовой отрасли России в XXI в. «Добыча газа здесь будет вестись еще не одно десятилетие. 100 лет, а может, и больше», — заявил он. 

Разработать комплексную программу освоения богатейшей газовой провинции он поручил «Газпрому» еще в 2002 году. Спустя 10 лет он дал старт разработке Бованенковского месторождения — одного из крупнейших в мире (начальные запасы — 4,9 млрд куб. м газа) и первого в рамках нового мегапроекта «Ямал».

Самостоятельно осваивать недра Арктики «Газпром» долго не стал. Уже спустя три года после старта первого этапа освоения Бованенковского месторождения монополия решила подключить к проекту свою нефтедобывающую «дочку». Чтобы повысить экономическую эффективность такой синергии, профильным регуляторам предложили подкорректировать законодательство. В 2015 году «Газпромнефть» направила вице-премьеру Александру Хлопонину письмо, в котором предложила законодательно ввести две новые для России системы недропользования: на основе рискового операторского договора и на основе соглашений о совместной разработке.

Предложения «Газпромнефти» были поддержаны Минприроды и Минэнерго, но отвергнуты Минфином из-за необходимости внесения существенных изменений в Налоговый кодекс в части уплаты НДС, налога на прибыль, НДПИ и налога на имущество. Не дождавшись поддержки регуляторов, «Газпромнефть» запустила работу в текущем налоговом режиме: в начале 2019 года компания подписала ДРОД с «Газпромом» по ачимовским залежам гигантского Ямбургского месторождения, а также нефтяным оторочкам Ен-Яхинского и Песцового месторождений в ЯНАО. Спустя несколько месяцев компания получила разрешение от «Газпрома» на проведение оценки добычи газового конденсата на крупнейших активах материнской компании — Бованенковском и Харасавэйском месторождениях, а также ачимовском блоке Уренгойского месторождения.

Впрочем, без поддержки властей «Газпром нефть» все же не осталась. Минфин подготовил законопроект по предоставлению «Газпром нефти» налогового вычета по НДПИ в 2023–2028 годах. Речь идет о финансировании строительства компанией дополнительной инфраструктуры для транспортировки жидких углеводородов, добываемых на Бованенковском и Харасавэйском месторождениях. Размер вычета составит 1,1 млрд рублей в месяц, или 79,9 млрд рублей за весь период. При этом вычет будет возвратным: компания должна будет вернуть полученные средства в 2029–2034 годах с индексацией в 9%.