CC BY
392
УДК 338.45:622
РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТИМУЛИРОВАНИЕ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ПОНКРАТОВ ВАДИМ ВИТАЛЬЕВИЧ, канд. экон. наук, директор Центра финансовой политики Института финансово-экономических исследований Финансового университета E-mail: vponkratov@fa.ru
В статье рассматривается ресурсная обеспеченность нефтегазовой отрасли российской промышленности. Анализируется структура ресурсов и запасов углеводородного сырья. Так, к настоящему времени в разработку вовлечено более половины открытых месторождений нефти и газа, заключенных в наиболее экономически эффективных и географически более доступных месторождениях по сравнению с еще не освоенными. Причем средняя степень выработки активных запасов нефти в четыре раза превышает степень выработки трудноизвлекае-мых запасов. В сфере добычи газа вызывает тревогу тот факт, что 83% эксплуатируемых запасов газа характеризуются падающей добычей. Решением этой проблемы может быть только безотлагательная подготовка добывающих мощностей на новых открытых и разведанных месторождениях, расположенных в Восточной Сибири, на полуострове Ямал и арктическом шельфе, а также активизация поисковых и геологоразведочных работ. Предлагается система налоговых и административных мер стимулирования повышения эффективности использования ресурсного потенциала нефтегазовой отрасли промышленности России.
Ключевые слова: ресурсы и запасы углеводородного сырья; стратегия развития нефтегазовой отрасли России; добыча нефти и газа; стимулирование рационального недропользования; геологическое изучение недр.
Towards a More Efficient Use
of the Resource Potential of the Russian Oil
and Gas Industry
VADIM V. PONKRATOV, PhD (Economics), Director of the Center for Financial Policy of the Institute of Financial and Economic Research, the Financial University, Moscow, Russia
The article discusses the Russian oil and gas industry's resourcing. It analyzes the structure of hydrocarbon resources and reserves. So far the exploitation involves more than half of discovered oil and gas fields which represent the most economically efficient and geographically easily accessible fields as compared to discovered undeveloped fields. Moreover, the average rate of active oil reserves recovery is four times higher than that of hard-to-extract oil reserves recovery. It is alarming that in the area of gas production 83% of the exploited gas reserves are characterized by declining production. The solution to this problem includes an urgent building of mining facilities at new discovered and prospected deposits in Eastern Siberia, the Yamal Peninsula and the Arctic shelf as well as the intensification of prospecting activities. The author suggests a combination of tax incentives and administrative measures to enhance the use of resource potential of the Russian oil and gas industry.
Keywords: hydrocarbon resources and reserves; development strategy of Russian oil and gas industry; oil and gas production; stimulating rational use of subsoil; geological exploration.
Обеспеченность нефтяной отрасли ресурсами
По разведанным запасам нефти Россия занимает второе место в мире. Начальные суммарные ресурсы нефти составляют по суше 87,6%, по шельфу — 12,4%. Месторождения нефти расположены в 40 субъектах Российской Федерации. Наибольшие из них сосредоточены в Западной Сибири — 69%, Урало-Поволжье — 17%, на Европейском Севере — 7,8% и в Восточной Сиби-
ри — 3,6%. Основные разведанные запасы нефти находятся в Уральском федеральном округе (66,7%).
Степень разведанности начальных суммарных ресурсов нефти России составляет около 35%, текущих ресурсов — около 20%, что позволяет рассчитывать на открытие новых, в том числе крупных скоплений нефти и конденсата как на глубоких горизонтах месторождений освоенных регионов, так и на малоизученных территориях.
Преобладающая часть запасов нефти России заключена в сравнительно небольшом количестве месторождений. Так, на месторождения с извлекаемыми запасами более 30 млн т приходится 73% общероссийских запасов и около 76% добычи нефти. Месторождения нефти распределяются на 10 уникальных (запасы больше 300 млн т), 139 крупных (30-300 млн т), 219 средних (10-30 млн т) и 1238 мелких (запасы менее 10 млн т) [1].
В Российской Федерации к 2015 г. открыто более 2,5 тыс. месторождений с нефтяными залежами. Более половины из них содержат запасы трудноизвлекаемой нефти либо по качеству сырья — тяжелой (плотность более 0,92 г/см3), высоковязкой (более 30 мПа*с в норм. усл.), либо по условиям залегания с проницаемостью коллекторов менее 0,05 мкм2. В их число входят также под-газовые залежи. Основная часть нефтяных запасов добывается из низкопроницаемых коллекторов — 71%. Запасы высоковязких нефтей составляют 17%, а в обширных подгазовых зонах нефтегазовых залежей — 12% [2].
В последние десятилетия прослеживается тенденция к ухудшению качества запасов нефти России: постепенно вырабатываются высокодебит-ные залежи; увеличивается доля запасов тяжелых и вязких нефтей, а также запасов в низкопроницаемых пластах. Намечается негативная тенденция к дальнейшему снижению этой доли из-за опережающей выработки именно активных запасов.
Доля низкорентабельных запасов нефти возросла с 36 до 55%. Объемы поисково-разведочного бурения нефти за 15 лет уменьшились более чем в четыре раза, а эксплуатационного — в семь раз, произошло пятикратное сокращение ввода новых скважин. Следует отметить, что ранее открытые нефтяные месторождения — в основном мелкие, не превышающие нескольких сотен тысяч тонн, и низкодебитные. Дебит нефтяных скважин за 10 лет снизился в Западной Сибири более чем в десять раз, а по России — в пять раз. Более 70% запасов нефти находится в диапазоне низких дебитов скважин (от 10 до 25 т/сутки) и на грани «нулевой» рентабельности. Доля запасов с выработанностью более 80% превышает четверть разрабатываемых запасов, более трети запасов — с обводненностью свыше 70%.
К настоящему времени в разработку вовлечено более половины открытых месторождений. Средняя степень выработки трудноизвлекаемых запасов составляет 19%, а активных — 70%. Таким
образом, средняя степень выработки активных запасов в 3,7 раза превышает среднюю степень выработки трудноизвлекаемых запасов.
Месторождения с трудноизвлекаемой нефтью характеризуются низкими и неустойчивыми де-битами скважин, эксплуатация которых находится на грани рентабельной разработки в современных условиях российского недропользования. Их освоение требует более дорогостоящих технологий по сравнению с добычей обычной нефти.
В последние десятилетия прослеживается тенденция к ухудшению качества запасов нефти России
Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы тяжелых и битуминозных нефтей. По оценкам специалистов, их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд т, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости, составляющий лишь 162,3 млрд т. К настоящему времени среднегодовой суммарный объем производства такой нефти в мире приближается к 500 млн т, а накопленная добыча превышает 14 млрд т.
На территории России запасы нефти с вязкостью более 30 мПа*с составляют 7,3 млрд т и распределяются по категориям следующим образом: остаточные балансовые запасы категорий А+В+С1— 6,2 млрд т; балансовые запасы категории С2— 648 млн т; забалансовые запасы — 441 млн т. Тяжелые нефти России обладают в целом значительным резервом добычи и являются ценным сырьем как для топливно-энергетической, так и для нефтехимической промышленности.
Основные приросты запасов нефти были получены в основном за счет доразведки открытых нефтяных залежей, а также перевода запасов нефти, ранее оцененных, в разведанные. Ввод новых производственных мощностей сократился в 2-5 раз. По существу, в эти годы был упущен важный период подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем — и к разработке промышленных запасов нефти.
Уровень воспроизводства запасов нефти и конденсата в Российской Федерации продолжает отставать от объемов их добычи. В настоящее время
свыше 90% ресурсов уже переданы недропользователям, в нераспределенном фонде недр осталось чуть более 8% трудноизвлекаемых запасов нефти. Месторождения, даже средние по запасам, готовые к разработке, в государственном резерве отсутствуют. В этой связи наибольшее внимание необходимо уделять геологоразведочным работам, воспроизводству минерально-сырьевой базы.
Минерально-сырьевая база газовой отрасли
России принадлежит лидирующее место в мире как по добыче газа (более четверти от мировой), так и по величине разведанных запасов (около трети мировых). На протяжении последних двух десятилетий прирост запасов и добычи газа в мире характеризовался более высокими темпами по сравнению с другими видами энергоресурсов. В России же в соответствии с общим кризисным состоянием экономики прирост разведанных запасов и добычи газа имел выраженную тенденцию к сокращению. Начиная с 2001 г. объем добычи газа увеличивался и в 2005 г. составил 640 млрд м3 (сравнявшись с уровнем 1990 г.), с тех пор стабилизировавшись на этом уровне.
Уровень воспроизводства запасов нефти и конденсата в Российской Федерации продолжает отставать от объемов их добычи
Российская Федерация является крупнейшим экспортером и потребителем (второе место после США) природного газа.
Начальные суммарные ресурсы газа России составляют 236,1 трлн м3, в том числе 160,3 трлн м3 на суше и 75,8 трлн м3 на шельфе. Из общего объема суммарных ресурсов на 1 января 2013 г. накопленная добыча составила 19,53 трлн м3, или 8,27%. По данным В. В. Попова, запасы свободного газа (в том числе газа, сосредоточенного в газовых шапках нефтяных и газоконденсатных месторождений) России [3] составляют 47,24 трлн м3 по категориям А + В + С1 и 4,2 трлн м3 по категории С2. Кроме того, извлекаемые запасы растворенного в нефти газа оценены по категориям А + В + С1 в 1,35 трлн м3 и в 0,89 трлн м3 по категории С2. Перспективные и прогнозные ресурсы категорий
С3+Д1+Д2-159,9 трлн м3, из которых к категории малоизученных (Д2) относятся 77,2 трлн м3.
За прошедшие 25 лет разведанные запасы газа сократились незначительно, что объясняется полученными крупными их приростами в 1991-1993 гг. Разведанные запасы (категории А + В + С1) свободного газа превышают уровень его добычи в 2014 г. в 73 раза.
Особенностью сырьевой базы газа является высокая концентрация разведанных запасов (около 78% суммарных запасов в стране находится в Западной Сибири, а в пределах Ямало-Ненецкого округа — 75%).
В Российской Федерации открыто более 880 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, из которых в разработку вовлечено 361 месторождение с разведанными запасами 21,0 трлн м3, или 45,47% российских запасов. В распределенном фонде недр в начале 2012 г. находилось 627 месторождений. Подготовлено к промышленному освоению 66 месторождений с запасами 17,8 трлн м3 (38%), на стадии разведки находятся 198 месторождений с запасами 7,9 трлн м3 (16,8%) и в консервации — 169 месторождений с запасами 0,2 трлн м3 (0,4%). Месторождения нераспределенного фонда, как правило, либо невелики, либо расположены в удаленных и труднодоступных районах.
Преобладающая масса современных разведанных запасов свободного газа (более 72%) сосредоточена в 28 уникальных (с балансовыми запасами более 500 млрд м3) месторождениях (2,8% общего количества месторождений), обеспечивающих свыше 85% всей годовой добычи в стране (табл. 1). Среди уникальных выделяют восемь месторождений-супергигантов с начальными извлекаемыми запасами каждое 2 трлн м3 и более. В 118 крупных (75-500 млрд м3) месторождениях содержится 22% разведанных запасов газа страны. На долю 740 мелких и средних месторождений приходится лишь 6% разведанных запасов.
Восемь газовых супергигантов заключают почти три четверти современных оставшихся запасов свободного газа страны. Пять из этих месторождений обеспечивают около 73% общей добычи свободного газа в России, в том числе крупнейшие на планете Уренгойское и Ямбургское — около 60%. Все эти гигантские месторождения открыты, разведаны и введены в эксплуатацию (кроме Заполярного) до начала 1990-х гг., когда в России ежегодно наращивалась добыча газа.
По состоянию на 1 января 2014 г. 69% российских запасов газа категорий А+В+С1 (33,1 трлн
Таблица 1
Распределение запасов и добычи природного газа в зависимости от масштабов месторождения
Группы месторождений по их масштабам Кол-во месторождений Запасы на начало 2015 г. Добыча 2014 г.
А + В + С1 С2-млрд м3 Млрд м3 % от общей в стране
млрд м3 %
Уникальные (более 500 млрд м3) 28 33 840 72,55 9770,0 527,5 85,31
В том числе на шельфе 3 2848 6,11 2188,0 - -
Крупные (30-500 млрд м3) 118 11 458 24,57 5416,5 82 13
Средние (10-30 млрд м3) 79 686 1,47 459,9 4,3 0,69
Мелкие (менее 10 млрд м3) 655 659 1,41 286,2 6,2 1
Всего по стране 880 46 643 100 15 932,6 620 100
м3) принадлежит ОАО «Газпром», 21% (10,1 трлн м3) — независимым производителям газа и ВИНК, остальные запасы газа (4,6 трлн м3, или 10%) сосредоточены в нераспределенном фонде недр.
В разработке находится около половины всех разведанных запасов газа, заключенных в наиболее экономически эффективных и географически более доступных месторождениях по сравнению с еще не освоенными.
На весь период до 2030 г. главными районами прироста запасов нефти и газа будут Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и Тимано-Печорская нефтегазоносные провинции. Перспективными направлениями развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России станут поиск, разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе арктических, дальневосточных и южных морей.
В настоящее время из общего объема добычи на Западно-Сибирский регион приходятся около 545-560 млрд м3, или более 90%. Из-за ухудшения качественного и экономического состояния запасов разрабатываемых длительное время месторождений и отставания ввода в эксплуатацию новых запасов около 80% газа добывается на месторождениях, вступивших в период падающей добычи. Надым-Пур-Тазовское междуречье, являющееся главным газодобывающим регионом страны, обеспечено разведанными и подготовленными запасами на 15-16 лет.
Выработанность запасов гигантских месторождений Западной Сибири, обеспечивающих около 65% всего объема добычи, — Медвежьего,
Уренгойского и Ямбургского, достигла соответственно 73,2; 44,3 и 35,8% [4]. На этих месторождениях происходит наибольшее сокращение добычи — около 20 млрд м3 в год. Падение добычи также отмечается на крупнейшем Оренбургском месторождении — на 0,7-1 млрд м3 в год. В целом из эксплуатируемых запасов газа 82-85% характеризуются падающей добычей. Решением этой проблемы может быть только безотлагательная подготовка добывающих мощностей на новых открытых и разведанных месторождениях, прежде всего расположенных на полуострове Ямал и арктическом шельфе (табл. 2).
Особенностью сырьевой базы газа является высокая концентрация разведанных запасов (около 78% суммарных запасов в стране находится в Западной Сибири, а в пределах Ямало-Ненецкого округа - 75%)
Помимо ухудшения освоенной промышленностью части сырьевой базы природного газа, негативное влияние на работу газовой отрасли (что справедливо для всей российской промышленности) оказывают прогрессирующие старение ее технической базы, сокращение объемов профилактического и капитального ремонта скважин, систем
Таблица 2
Прогноз поэтапного развития добычи газа на период до 2030 года, млрд м3
Регионы добычи 2005 г. (факт) 2008 г. (факт) 2015 г. 2021 г. 2030 г.
1 2 3 4 5 6
Добыча газа - всего 641 664 685-745 803-837 885-940
В том числе:
Тюменская область 585 600 580-592 584-586 608-637
В том числе по районам:
Надым-Пур-Тазовский 582 592 531-559 462-468 317-323
Обско-Тазовская губа - - 0-7 20-21 67-68
Большехетская впадина 3 8 9-10 24-25 30-32
Ямал - - 12-44 72-76 185-220
Томская область 3 4 6-7 5-6 4-5
Европейские районы 46 46 54-91 116-119 131-137
В том числе:
Прикаспий - - 8-20 20-22 21-22
Штокмановское месторождение - - 0-23 50-51 69-71
Восточная Сибирь 4 4 9-13 26-55 45-65
Дальний Восток 3 9 34-40 65-67 85-87
В том числе:
остров Сахалин 2 7 31-36 36-37 50-51
газосбора, магистральных газопроводов, промыслового и бурового оборудования.
Разведанные запасы и подготовленные для промышленного освоения резервные месторождения, в первую очередь уникальные и гигантские, позволяют в перспективе довести уровень добычи газа до 720-750 млрд м3 в год [5]. Вместе с тем в целях заблаговременной подготовки разведанных запасов для поддержания крупных объемов добычи газа после 2018 г. необходимо принимать меры к расширению поисковых и разведочных работ уже сейчас.
Начало промышленной добычи газа на месторождениях полуострова Ямал связано с завершением строительства газопровода Ямал—Европа. На полуострове разведано 25 месторождений с суммарными запасами более 10 трлн м3 газа. Из них на трех крупнейших, подготовленных к промышленному освоению, разведанные запасы (категорий А + В + С1) составляют 6,6 трлн
м3, в том числе на нефтегазоконденсатном Бова-ненковском — 3385 млрд м3, газоконденсатных Харасовейском — 1260 млрд м3 и Крузенштер-новском — 964,6 млрд м3. Объем добычи газа на Ямале возможен на уровне не менее 130 млрд м3 в год. С учетом вышеизложенного можно с уверенностью предположить, что Западная Сибирь по добыче газа среди других газодобывающих провинций России сохранит ведущее значение в период до 2025 г., а возможно, и в дальнейшей перспективе.
Третьим объектом по масштабам разведанных запасов и намечаемой добыче газа является газо-конденсатное Штокмановское месторождение на шельфе Баренцева моря. Его разведанные запасы по категориям А + В + С1 составляют 2536 млрд м3 и С2 — около 670 млрд м3.
Перспективы нефтегазовой отрасли
Начальные суммарные извлекаемые ресурсы угле-
водородов континентального шельфа России составляют 90,3 млрд т условного топлива (из которых свыше 16,5 млрд т нефти с конденсатом и 73,8 трлн м3 газа). Они распределены по 16 крупным морским нефтегазоносным провинциям и бассейнам. Основная часть этих ресурсов (около 70%) приходится на континентальный шельф Баренцева, Печорского и Карского морей. Разведанность начальных суммарных ресурсов углеводородов континентального шельфа России незначительна и в большинстве районов не превышает 10%. При этом разведанность ресурсов газа континентального шельфа Каспийского моря составляет 15,7%, нефти — 15,9%, ресурсов газа континентального шельфа Охотского моря — 14,4%, нефти — 17,9%, ресурсов газа континентального шельфа Баренцева моря — 15,5% [6].
Учитывая географическое распределение прогнозных ресурсов нефти и газа, а также достигнутый уровень геолого-геофизической изученности, предполагается ускоренный рост подготовки запасов углеводородов в российском секторе Каспийского моря, на континентальном шельфе Баренцева, Карского и Охотского морей.
Наряду с указанными крупными проектами промышленного освоения уникальных и гигантских месторождений имеется реальная возможность дополнительного увеличения добычи газа за счет ввода меньших по запасам месторождений в Западной Сибири, на Европейском Севере, Северном Кавказе, Сахалине и в Якутии.
Вместе с тем освоение и ввод в эксплуатацию уже разведанных месторождений, расположенных главным образом в районах Крайнего Севера, на арктическом шельфе, в Восточной Сибири и на больших глубинах в традиционных газодобывающих районах, требуют несоизмеримо более крупных инвестиций, чем для месторождений, введенных в эксплуатацию в 1970-е и 1980-е гг. Проблема инвестиций обостряется также необходимостью обновления основных фондов газовой отрасли, имеющих значительный физический износ, а также выполнения масштабных геологоразведочных работ с целью подготовки разведанных запасов для поддержания высоких уровней добычи газа после 2020 г.
Структура запасов газа в России более благоприятная, чем структура запасов нефти, однако также имеется тенденция к увеличению доли сложных и трудноизвлекаемых запасов. Проблемы их освоения связаны с сокращением находящихся
в промышленной разработке высокопродуктивных, залегающих на небольших глубинах запасов, сложными природно-климатическими условиями и удаленностью будущих крупных центров добычи газа от сложившихся центров развития газовой промышленности (Восточная Сибирь, Дальний Восток, полуостров Ямал, континентальный шельф арктических морей), необходимостью освоения значительных запасов низконапорного газа, увеличением в составе разведанных запасов доли жирных, конденсатных и гелийсодержащих газов, требующих для эффективной разработки создания соответствующей газоперерабатывающей инфраструктуры.
Поиски новых месторождений нефти и газа будут продолжаться и в нефтегазоносных провинциях с падающей добычей нефти — Волго-Ураль-ской и Северо-Кавказской, а также в пределах российской части Прикаспийской нефтегазоносной провинции. При этом объемы глубокого бурения на нефть и газ в период до 2030 г. составят более 70 млн м3.
Значение газовой отрасли в рассматриваемый период будет не только расти, но и качественно видоизменяться. В соответствии с общемировой тенденцией на внутреннем рынке основной тенденцией станет стабилизация и последующее снижение доли газа, применяемого для производства электроэнергии. При этом структура производства и распределения будет основываться на учете особенностей развития и потребностей регионов.
Предложения по стимулированию повышения эффективности использования ресурсного потенциала нефтегазовой отрасли
Необходимо на государственном уровне стимулировать развитие минерально-сырьевой базы добывающих отраслей Российской Федерации (в том числе и нефтегазодобывающей отрасли). Действующее сегодня законодательство о недропользовании, в том числе система платежей за пользование недрами, не стимулирует финансирование недропользователями геологоразведочных работ. В основном компании ведут разведку в рамках действующих лицензий на разрабатываемых ими месторождениях.
Обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы невозможно без реформирования системы управления государственным фондом недр. Темпы прироста разведанных запасов газа
ежегодно снижаются из-за сокращения объемов геологоразведочных работ и начиная с 1993 г. не обеспечивают восполнение объемов добычи углеводородного сырья.
Ситуация усугубилась с отменой с 2002 г. отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы (далее — ВМСБ). Переход на единый НДПИ упростил процедуру сбора, но самым отрицательным образом сказался на общем объеме финансирования воспроизводства минерально-сырьевой базы. Если в 2000 г. из отчислений на ВМСБ для проведения геологоразведочных работ было выделено 85 млрд руб., то в 2003 г. объем этих работ, выполненных за счет всех источников финансирования, составил 58 млрд руб., в том числе из федерального бюджета было выделено всего 6,7 млрд руб.
Нуждается в совершенствовании существующая классификация запасов и ресурсов углеводородов в части обеспечения достоверности количественной оценки сырьевой базы углеводородного сырья с учетом изменившихся условий развития экономики страны и мирового опыта [8].
Требуется внесение принципиальных изменений в сформировавшиеся механизмы воспроизводства сырьевой базы углеводородов, которые не учитывают правовых и экономических реалий, сложившихся в России за годы реформ. Снижена инвестиционная привлекательность геологоразведочных работ [9]. Действующим законодательством не в полной мере созданы благоприятные условия, повышающие заинтересованность инвестора вкладывать средства в воспроизводство минерально-сырьевой базы.
В Российской Федерации необходимо восстановление геологоразведочной службы, так как через 5-6 лет страна столкнется с проблемой истощения природных ресурсов по некоторым видам сырья, в результате чего встанет вопрос изыскания новых месторождений и доразведки уже имеющихся. По нашему мнению, необходимо в структуре Минприроды России создать Федеральное агентство по геологии и геологическому изучению недр, выделив его из состава Федерального агентства по недропользованию и соответствующим образом разделив сферы их компетенции и финансирование деятельности [10].
Необходимо также законодательно закрепить положение о том, чтобы часть средств от НДПИ целенаправленно направлялась в Фонд финансирования геологоразведочных работ для проведения
необходимых геологоразведочных и поисковых работ, в том числе на континентальном шельфе Российской Федерации.
В качестве дополнительных налоговых механизмов, способствующих освоению трудноиз-влекаемых запасов углеводородов в Российской Федерации и началу разработки месторождений в новых провинциях, можно выделить возвращение утраченной в 2002 г. инвестиционной льготы по налогу на прибыль организаций в виде одного из следующих вариантов:
• освобождение до 50% прибыли добывающих компаний от налога на прибыль организаций и направление этих средств на инвестиции в добывающие и перерабатывающие проекты в России, а также инвестиции в мероприятия по сокращению потерь при добыче полезных ископаемых и финансирование природоохранных мероприятий;
• налоговые каникулы на срок от 3 до 5 лет (50% от налогооблагаемой прибыли) при обеспечении инвестирования высвобожденных средств в добычу нефти и газа из месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запасы (список приоритетных проектов можно закрепить в Программе освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья в Российской Федерации).
Для освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов России в качестве дополнительной меры налогового стимулирования можно использовать сокращение сроков амортизации оборудования и сооружений нефтегазового промысла в 2-3 раза в зависимости от группы основных средств или в целом до 10 лет. Это сократит срок возврата инвестиций и снизит налоговую нагрузку по налогу на прибыль организаций в первые годы проекта.
Целесообразно освободить от уплаты ввозных таможенных пошлин оборудование и технологии, применяемые при добыче трудноизвлекаемых углеводородов, не производимые в Российской Федерации.
Вышеперечисленные меры будут способствовать вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, приведению объемов добычи в соответствие со структурой запасов в России и созданию благоприятного инвестиционного климата.
Литература
1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. URL: http: //www.konsultant.ru.
2. Государственный доклад «О состоянии и ис- 3. пользовании минерально-сырьевых ресурсов России в 2012 году». М.: Минприроды России, 2014.
3. Попов В. В., Сафонов Ю. Г. Проблемы развития и эффективного использования ми- 4. нерально-сырьевой базы России. М.: ИГЕМ РАН, 2003.
4. Состояние минерально-сырьевой базы нефти, газа и конденсата Российской Федерации на 1.01.2014. Аналитический отчет ИАЦ «Минерал». URL: http://www.mineral.ru/Facts/ russia/161/536/3_01_oil.pdf (дата обращения: 25.03.2015).
5. Генеральная схема развития газовой отра- 5. сли на период до 2030 года. URL: http: //www. konsultant.ru.
6. Попов В. В., Сафонов Ю. Г. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического
и металлургического комплексов России: 6. состояние, перспективы освоения и развития (2006-2020-2050 гг.). М.: ИГЕМ РАН, 2006.
7. Закон РФ от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах». URL: http: //www.konsultant.ru.
8. Павлова Л. П., Блошенко Т. А., Понкратов В. В., Юмаев М. М. Теория и практика формирования и администрирования на- 7. логовой базы в отраслях минерально-сырьевого комплекса. М.: Изд-во Финансового университета, 2014. 200 с.
9. Перчик А. И. Налогообложение нефтегазодо- 8. бычи. Право. Экономика. М.: Нестор Академик Паблишерз, 2004.
10. Понкратов В. В. Совершенствование системы налогообложения добычи нефти и газа с учетом углеводородного потенциала российской экономики // Налоги и финансовое право. 2012. № 7. С. 223-229.
9.
References
1. Power strategy of Russia for the period to 2030 [Jenergeticheskaja strategija Rossii na period do 2030 goda]. URL: http: //www.kon- 10. sultant.ru
2. The state report «About a state and use of mineral raw material resources of Russia in 2012» [Gosudarstvennyj doklad «O sostoja-nii i ispol'zovanii mineral'no-syr'evyh resur-sov Rossii v 2012 godu"]. Moscow, Minprirody Rossii, 2014.
Popov V. V., Safonov Ju.G. Problems of development and effective use of mineral resources of Russia [Problemy razvitija i jeffektivnogo ispol'zovanija mineral'no-syr'evoj bazy Rossii]. Moscow, IGEM RAN, 2003. A condition of mineral resources of oil, gas and condensate of the Russian Federation on 1.01.2014. Analytical report of IATs «Mineral» [Sostojanie mineral'no-syr'evoj bazy nefti, gaza i kondensata Rossijskoj Federacii na 1.01.2014g. Analiticheskij otchet IAC «Mineral»]. Available at: URL: http://www.mineral. ru/Facts/russia/161/536/3_01_oil.pdf (accessed 25.03.2015).
The general scheme of development of gas industry for the period to 2030 [General'naja she-ma razvitija gazovoj otrasli na period do 2030 goda]. Available at: URL: http: //www.konsult-ant.ru.
Popov V. V., Safonov Ju.G. Mineral resources of fuel and energy and metallurgical complexes of Russia: state, prospects of development and development (2006-2020-2050) [Mineral'no-syr'evaja baza toplivno-jenergeticheskogo i metallurgicheskogo kompleksov Rossii: sostojanie, perspektivy osvoenija i razvitija (20062020-2050)]. Moscow, IGEM RAN, 2006. The act of the Russian Federation of 21.02.1992 No. 2395-1 «About a subsoil» [Zakon RF ot 21.02.1992 № 2395-1 «O nedrah"]. Available at: URL: http: //www.konsultant.ru. Pavlova L. P. , Bloshenko T. A., Ponkratov V. V., Jumaev M. M. The theory and practice of formation and administration of tax base in branches of a mineral complex [Teorija i praktika formi-rovanija i administrirovanija nalogovoj bazy v otrasljah mineral'no-syr'evogo kompleksa]. Moscow, Izd-vo Finansovogo universiteta, 2014. 200p.
Perchik A. I. Taxation of oil and gas production. Law. Economy [Nalogooblozhenie neft-egazodobychi. Pravo. Jekonomika]. Moscow, Nestor Akademik Pablishers, 2004. Ponkratov V. V. Improvement of system of the taxation of oil and gas production taking into account the hydrocarbonic potential of the Russian economy [Sovershenstvovanie sis-temy nalogooblozhenija dobychi nefti i gaza s uchetom uglevodorodnogo potenciala rossi-jskoj jekonomiki], Nalogi i finansovoe pravo, 2012, No 7, pp. 223-229.
