Угольный газ — новый источник энергии
реклама
Угольный газ — новый источник энергии Введение...............................................1 Австралия..............................................3 Перспективы и задачи добычи метана угольных пластов в других ведущих странах.....................6 Фундаментальные задачи и риски........9 Решение текущих вопросов и потенциальных проблем...................10 Простой (или не очень) вопрос о праве собственности на природный газ.................................12 Угольный газ и водопользование........13 2 Угольный газ — новый источник энергии Введение Риск — путь к получению экономической выгоды, которая часто сочетается с новыми рисками и вызовами Природный газ в угольных пластах (содержание метана — от 80 до 98 процентов) принято называть угольным газом, или метаном угольных пластов. О наличии природного газа в угольных месторождениях известно давно. Прежде это обстоятельство рассматривалось исключительно в качестве одного из ключевых факторов риска при эксплуатации шахт. Не случайно, согласно легенде, горняки брали в штольни канареек, гибель которых могла предупредить людей об опасной концентрации метана. Однако в последние годы угольный газ во многих странах рассматривается не только как потенциальная угроза, но и как один из весьма перспективных источников энергии. В большинстве случаев (хотя и не всегда) угольный газ добывается из пластов, добыча угля из которых нерентабельна в связи со значительной глубиной его залегания или низким качеством. Считается, что использование в энергетике угольного газа оказывает меньшее воздействие на окружающую среду, чем добыча и последующее сжигания угля. Кроме того, добыча угольного газа позволяет заменить часть сжигаемого угля более чистым ископаемым топливом и сократить выброс метана в атмосферу (как это происходит в ходе традиционной эксплуатации угольных шахт). Парниковая активность метана по сравнению с углекислым газом приблизительно в 20 раз выше. Следует, впрочем, заметить: выбросы метана в атмосферу связаны не только с деятельностью по освоению нефтегазовых месторождений. Лидером в области добычи угольного газа являются США, где его промышленная добыча началась в 1970-х годах. Другими крупными производителями являются Австралия, Канада, КНР и Индия. В ограниченных объемах метан угольных пластов разрабатывается в ряде других государств, где он, как правило, используется для получение энергии и нужд промышленных предприятий, расположенных в непосредственной близости от районов добычи. В Австралии добыча угольного газа ведется интегрированными энергетическими холдингами для генерации электричества и (или) поставок природного газа на локальные розничные рынки. В последние годы наблюдается перемещение центра добычи угольного газа в Австралию, где открываются неплохие возможности для удовлетворения прогнозируемого высокого спроса на природных газ рынков стран азиатского региона за счет разработки легкодоступных месторождений. Однако среднесрочные (3–5 лет) перспективы развития глобального рынка природного газа выглядят довольно противоречиво. Основной тенденцией на международных газовых рынках является постепенное образование избыточного предложения, чему способствуют быстрое развитие добычи газа из сланцевых месторождений, наращивание мощностей по производству сжиженного природного газа (СПГ), а также строительство новых газопроводов, соединяющих крупные месторождения с европейским и азиатским рынками. Перспективы же увеличения спроса остаются ограниченными. Сегодня природный газ пользуется стабильно высоким спросом на азиатском рынке. Однако добыча угольного газа в Австралии и других странах региона, скорее всего, будет осуществляться в условиях нарастающей конкуренции со стороны поставщиков, использующих иные источники (не только другие газовые месторождения в Австралии с последующим производством СПГ, но и месторождения в странах Юго-Восточной Азии, Ближнего Востока и России). Перспективы добычи угольного газа во многом определяются и практикой государственного регулирования, включая права собственности на полезные ископаемые и землепользование, действующие налоговые режимы и методы фискального стимулирования. Последнее может стать существенным фактором для увеличения добычи. Кроме того, следует учитывать и экологические ограничения. В процессе добычи метана угольных пластов требуется добиться экологически и экономически приемлемых результатов от утилизации значительного объема воды, поступающей из скважин. С этим же связана более серьезная озабоченность: не приведет ли ли массовая разработка угольного газа к сокращению запасов пресной воды и ухудшению ее качества. Еще одна категория трудностей — операционные проблемы и риски,например: технологически сложное бурение, зависящее от геологических условий; дефицит буровых установок и нехватка квалифицированного персонала. Приходится принимать в расчет и инфраструктурные ограничения (в том числе недостаточную пропускную способность газопроводов, емкость газохранилищ и экспортных терминалов). К экономическим рискам относятся низкое содержание жидких фракций в газе (а это снижает рентабельность добычи), искусственно низкие или контролируемые цены на природный газ в ряде стран, прогнозируемое возобновление роста затрат и ограниченный объем подтвержденных запасов. Все это может привести к тому, что для подписания долгосрочных договоров добывающим компаниям, возможно, придется стимулировать потребителей, предлагая им долевое участие в подобных проектах. (Некоторые наблюдатели называют такую практику скрытым ценовым субсидированием). 1 Риск — путь к получению экономической выгоды, которая часто сочетается с новыми рисками и вызовами (Продолжение) Экономическая выгода от добычи угольного газа представляется огромной. Однако тщательная количественная оценка ресурсной базы выполнена на текущий момент лишь в небольшой группе стран, в том числе в США, Канаде и Австралии. В приведенной ниже таблице представлены данные о выявленных и предполагаемых ресурсах угольного газа в странах, располагающих крупными запасами угля. При этом следует указать на явную несопоставимость оценок запасов и ресурсов угольного газа в разных странах, серьезное несоответствие данных о разведанных запасах угля и потенциальных ресурсах угольного газа, а также на отсутствие данных по многим странам (в некоторых случаях — полное отсутствие каких-либо сведений). Запасы угольного газа Запасы угля (млн т) Наличие ресурсов угольного газа Оценочные ресурсы угольного газа (млрд м куб.) Примечания* 20 стран, обладающих крупнейшими запасами угля США 238 308 Да 556 (2008 — Р1) Россия 157 010 Да 75 000–80 000 (2005 — Р3?) КНР 114 500 Да 35 000 (2008 — Р3?) Австралия 76 200 Да 198 (2007 — Р2) Индия 58 600 Да 2 000 (2002 — Р3?) Украина 33 873 Да 1 700 (2002 — Р3?) Казахстан 31 300 Да 650-830 (2001 — Р3?) ЮАР 30 408 Да Да 425–1 450 (1997 — Р3?) ?? Польша 7 502 Бразилия 7 059 Колумбия 6 814 Да ФРГ 6 708 Да 2 800 (1997 — Р3?) Канада 6 578 Да 5 000–13 000 (2005 — Р3?) Чехия 4 501 Индонезия 4 328 Да 10 000 (2004 — Р3?) Греция 3 900 Венгрия 3 302 Да 155 (2006 — Р?) Пакистан 2 070 Болгария 1 996 Да 85 (2001 — Р2) Турция 1 814 Да 3 000 (2004 — Р3?) Другие страны, обладающие запасами угля Мексика 1 211 Да ?? Новая Зеландия 571 Да 13 Румыния 422 Да ?? Великобритания 155 Да 2 900 Вьетнам 150 Да ?? (2004 — Р3?) (2005 — Р3?) *В скобках указан год оценки: Р1 — доказанные запасы, Р2 — вероятные запасы, Р3 — возможные и (или) потенциальные запасы Источники: BP plc, BP Statistical Review of World Energy 2010 and Methane-to-Markets Partnership, Global Overview of CMM Opportunities, January 2009. 2 Угольный газ — новый источник энергии Австралия Ресурс, открытый заново Обзор. В Австралии активно развивается коммерческая добыча угольного газа, а основу ресурсной базы составляют месторождения битуминозного угля в штатах Квинсленд и Новый Южный Уэльс. О наличии угольного газа в Австралии было известно с начала добычи угля шахтным образом, однако коммерческая добыча — относительно новое явление. Разведка запасов угольного газа началась в угольном бассейне Боуэн (Bowen) в штате Квинсленд в 1976 году, однако к его коммерческой добыче приступили лишь в 1996м, когда был запущен проект по извлечению и утилизации метана на шахте Моура (Moura). В том же году на шахтах Эппин (Appin) и Тауэр (Tower) откачиваемый из угольного пласта метан стал использоваться как топливо для работающих на шахтах электрогенераторов. Коммерческая добыча угольного газа в качестве отдельного проекта была начата в декабре 1996 года в рамках проекта «Долина Доусона» (Dawson Valley) на угольной шахте Моура. (Проект принадлежал ConocoPhillips.) Наибольшая доля добычи угольного газа в Австралии приходится на два угольных бассейна в Квинсленде — Боуэн и Сьюрат (Surat). Ведется она и в соседнем штате Новый Южный Уэльс — в бассейне Сидней. Хотя разработка угольного газа началась в Квинсленде еще в 90-х, заметный рост добычи приходится на последние пять лет. Активизации разведки и добычи угольного газа в бассейне Сьюрат способствовала развитая система газопроводов и наличие газового рынка на юге Квинсленда (географически бассейн Боуэн занимает значительную территорию в центре Квинсленда, а бассейн Сьюрат расположен на юге штата). Следует также отметить, что угольные пласты бассейна Сьюрат отличаются меньшими, чем в Боуэне, мощностью, протяженностью и содержанием газа. Объем добычи угольного газа заметно увеличился в последние семь лет: его доля в общем объеме добычи природного газа в Австралии выросла с 2% в 2002 году до 9% в 2009-м, когда объем добываемого угольного газа приблизился к 140 млрд куб. футов (более 96% было добыто в Квинсленде). Как следствие, сегодня на метан угольных пластов приходится 80 % газового рынка Квинсленда. Добыча природного газа в Австралии 1800 1600 Угольный газ Газ традиционных месторождений Млрд куб. футов 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Источник: Australian Department of Energy, Resources and Tourism, Energy in Australia 2010, April 2010 3 Ресурс, открытый заново (Продолжение) В своем ежегодном отчете Energy in Australia 2010 («Австралийские энергоносители, 2010 год»), Министерство энергетики, природных ресурсов и туризма Австралии прогнозирует: при сохранении нынешнего уровня добычи доказанных рентабельных запасов угольного газа хватит на 100 лет, тогда как природного газа традиционных месторождений — на 63 года1. Недавние события и крупнейшие проекты. Как уже говорилось, на метан угольных пластов приходится приблизительно 80 % газового рынка штата Квинсленд, причем используется он преимущественно для выработки электроэнергии. Ожидается, что значительная доля угольного газа, добываемого на востоке Австралии, будет потребляться на внутреннем рынке страны в связи с планируемым развитием газовой электрогенерации (при одновременном отказе от использования угля при производстве электричества). После 2015 года рост добычи угольного газа будет обеспечиваться его переработкой в СПГ с последующим экспортом. В настоящее время предложено несколько проектов по переработке угольного газа в СПГ с суммарной годовой мощностью до 40 млн тонн СПГ (почти 2 трлн куб. футов). Информация о четырех крупнейших австралийских проектах приведена в таблице ниже. Крупнейшие проекты по производству сжиженного природного газа в Австралии Партнеры Queensland BG Group: 93Curtis LNG 94% CNOOC: 5% Tokyo Gas: 1–2% Принятие инвестиционного решения (FID) Капитало- Договоры Начало производства вложения* поставки СПГ 8,5 млн т FID в год (2 технологические линии) 2010 2014 ≈ 15–20 > 100% CNOOC, Tokyo Gas, другие FID 2011 2015 ≈ 16 90% Petronas, Kogas Мощность Статус Gladstone LNG Santos: 30% Petronas: 27,5% Total SA: 27,5% Kogas: 15% Australia Pacific LNG ConocoPhillips: 42,5% Origin Energy: 42,5% Sinope : 15% 9,0 млн т в год (2 технологические линии) FEED 2011 (предпроектное проектирование) 2015 ≈ 18-20 50% Sinopec Arrow Energy LNG Shell: 50% PetroChina: 50% 8,0 млн т в год (2 технологические линии) FEED календарный 2012 (предпроектное проектирование) после 2016 ≈ 15 100% Shell, PetroChina * оценка капиталовложений в млрд долл. США без учета возможного расширения проектов. Как видно из таблицы, на азиатском рынке наблюдается высокий спрос на сжиженный природный газ. Продавцам удалось обеспечить, как считается, выгодную для них привязку цены на СПГ по долгосрочным контрактам к цене поставляемой в Японию нефти с учетом таможенной очистки или так называемого японского нефтяного коктейля («Japan crude cocktail», JCC), гарантируя себе тем самым индексацию доходов в соответствии с изменением нефтяных цен. Возможно, такого результата удалось добиться как раз благодаря своевременно сделанному покупателям предложению принять долевое участие в разведке и добыче. Судя по имеющимся данным, реализация проектов с двумя технологическими линиями наталкивается на трудности, вызванные ростом затрат в отрасли. Выходом из ситуации может стать дополнение проектов 1 Australian Department of resources, Energy and Tourism, Energy in Australia 2010, April 2010. 4 Угольный газ — новый источник энергии третьей и четвертой технологическими линиями для получения экономии на масштабах и повышения рентабельности. В перспективе возможна и консолидация совместных предприятий, однако в настоящее время эта возможность открыто не обсуждается. Новый фискальный режим. 2 июля 2010 года правительство Австралии объявило о намерении включить нефтяные и газовые проекты на суше (onshore) и на континентальном шельфе северо-западного побережья в сферу действия рентного налога на использование нефтяных ресурсов (Petroleum Resource Rent Tax или PRRT). После консультаций с крупнейшими компаниями на время переходного периода была создана рабочая группа, в состав которой вошли представители отрасли и правительства. 21 декабря 2010 года этот консультативный орган подготовил подробные рекомендации правительству. Окончательный текст законопроекта еще не согласован, однако новый фискальные режим, вероятно, будет формироваться, исходя из следующих позиций: • дата вступления в действие — 1 июля 2012 года; • максимальная налоговая ставка - 40%, которая учитывается для целей налогообложения прибыли; • отсутствие значения дохода, ниже которой налог не применяется; • уменьшение налоговой базы на сумму капитальных затрат - «начальной базы» (starting base), что обеспечит реализацию согласованных ранее проектов; • налоговый кредит по роялти и федеральному акцизному налогу; • налоговая консолидация проектов, использующих единую инфраструктуру для разведки и добычи или переработки и сбыта; • корректировка и перенос на будущее вычета сумм затрат «начальной базы», превышающих доходы налогового периода. Номинальная ставка налогообложения береговых (onshore) нефтяных и газовых проектов, включая налог на прибыль, повышается с 30 до 58%. Экономический эффект для реализуемых проектов, видимо, будет смягчен за счет предоставления налогового кредита по роялти и возможности вычета суммы «начальной базы». Компаниям, которым предстоит переход к новому рентному налогу на использование нефтяных ресурсов, следует уже сейчас начинать подготовку. Наиболее актуальными представляются следующие вопросы: • составление графика расходов: расходы, понесенные до и после начального этапа (start-up), могут иметь разные налоговые последствия; • коммерческие сделки: возможное влияние на рентабельность, сроки, структуру и иные договорные условия; • определение и расчет «начальной базы» может серьезно повлиять на рентабельность проекта; • соответствия требованиям рентного налога на использование нефтяных ресурсов и подготовка отчетности, что с высокой вероятностью повлечет за собой значительное изменение бизнес-процессов; • юридическая оценка договоров, включая внесение поправок в соглашения о совместной производственной деятельности и договоры об оказании услуг. По мнению партнера по налоговым вопросам австралийской практики компании «Эрнст энд Янг», включение береговых (onshore) нефтяных и газовых проектов в сферу действия рентного налога на использование нефтяных ресурсов увеличит номинальную эффективную налоговую ставку для работающих в этом сегменте австралийских нефтегазовых компаний — а значит, и доход правительства по сравнению с другими нефте- и газодобывающими странами. Это обстоятельство имеет особое значение в контексте глобальной конкуренции на рынке разработки нетрадиционных нефтегазовых ресурсов. Так, в КНР действует значительно более низкая ставка налога на прибыль от добычи природного газа, да и в ряде других стран (например, в Индии) применяются более эффективные инструменты стимулирования. Для того чтобы однозначно оценить последствия столь важного для отрасли эксперимента, осуществляемого в Австралии, потребуется дополнительное изучение возможных результатов принятия указанных поправок, включая изменение ставки налога на прибыль, ставки «углеродного налога» (налог на выбросы углекислого газа), и методов стимулирования геологоразведки. Специфические вопросы и проблемы. В списке факторов, влияющих на развитие эффективности добычи угольного газа в Австралии, сегодня значится не только новый (и довольно сложный) налоговый режим, некоторые разделы которого все еще находятся на этапе согласования, но и необходимостью развития инфраструктуры и ее потенциальные недостатки, например, недостаточная мощность трубопроводов, газохранилищ и экспортных терминалов. Среди экономических рисков можно отметить снижение рентабельности добычи угольного газа из-за низкого содержания жидких фракций, конкуренцию с другими источниками добычи природного газа внутри страны, прогнозируемое возобновление роста затрат и, как было отмечено выше, ограниченный объем подтвержденных запасов. В связи с чем, добывающие компании, скорее всего, будут вынуждены предлагать потенциальным партнерам долевое участие в подобных проектах, чтобы добиться их экономической привлекательности и снижать цены для преодоления нежелания покупателей заключать долгосрочные договоры. С точки зрения воздействия на окружающую среду наибольшее значение приобретает проблема экологически и экономически приемлемой утилизации значительных объемов воды, поступающей из скважин в процессе добычи угольного газа. Кроме того, имеется серьезная озабоченность потенциальным воздействием добычи угольного газа на уровень запасов и качество пресной воды. 5 Перспективы и задачи добычи метана угольных пластов в других ведущих странах Канада. Запасы угольного газа в Канаде могут составлять 450 трлн куб. футов, причем основная часть ресурсов сосредоточена в Западно-Канадском осадочном бассейне, а именно в провинции Альберта. До недавнего времени 90% метана угольных пластов добывалось в зоне Подковообразного каньона (Horseshoe Canyon). Добыча угольного газа в Канаде пребывает на начальном этапе развития, однако нарастание темпов очевидно. Первая скважина была пробурена только в 1997 году, однако уже в 2009-м пробурено 1 848 скважин. В настоящее время в стране насчитывается более 14 тысяч действующих скважин. В 2009 году было добыто 318 млрд куб. футов угольного газа (прирост на 6 % к итогам 2008-го). Совет по охране энергетических ресурсов провинции Альберта (Energy Resources Conservation Board) прогнозирует, что к 2019 году объем добычи должен составить 533 млрд куб. футов, или 20% от всего добываемого в Альберте природного газа (по сравнению с 7% в 2009-м). Регулированием добычи угольного газа в провинции занимается Совет по энергетике и коммунальному хозяйству (Alberta Energy and Utilities Board), причем на деятельность в этой сфере распространяются все нормативные требования, регулирующие добычу природного газа из традиционных источников. Главной проблемой развития добычи угольного газа в Канаде, как и в других странах, остается воздействие технологического процесса на окружающую среду, а именно активное использование водных ресурсов. К другим вызовам следует отнести дороговизну разведки и разработки месторождений (что обусловлено суровыми климатическими условиями), а также высокие тарифы на экспорт природного газа по трубопроводам на крупнейший рынок восточного побережья США. 6 КНР. По оценке Международного энергетического агентства (МЭА), КНР обладает запасами угольного газа в 1 300 трлн куб. футов и занимает по этому показателю третье место после России и Канады. В 2009 году объем добычи угольного газа в Китае составил 257 млрд куб. футов; в 2010-м (по оценке) — 350 млрд. Ожидается, что к 2015 году Китай будет добывать уже 700 млрд куб. футов метана из угольных пластов. Многие угольные бассейны КНР содержат крупные запасы угольного газа, однако давление газа и газопроницаемость в них низки, что обусловливает и малую отдачу. Кроме того, инвестиции в энергетику КНР сопряжены с большим регуляторным риском: для китайской энергетики характерны высокий уровень фрагментации и прямого государственного участия, что не позволяет уверенно говорить об эффективности инвестиций в этой сфере. С 2006 по 2020 год правительство КНР планирует оказывать содействие 17 проектам, связанным с добычей угольного газа, в том числе 10 НИОКР, 5 демонстрационным проектам и 2 инициативам в сфере локализации производства оборудования. В частности, согласование проектов по добыче угольного газа может занять значительное время. Кроме того, освоение месторождений метана угольных пластов — относительно новое направление по сравнению с добычей нефти. А значит, для развития необходимой инфраструктуры на рыночных принципах необходимо совершенствование юридической базы и целенаправленное стимулирование со стороны властей. Ныне ведущее положение на рынке разведки и добычи угольного газа в КНР занимают крупные национальные нефтегазовые компании. Государство является собственником природных ресурсов. Таким образом, при отсутствии особых договоренностей о разработке запасов угольного газа на суше подобные проекты подпадают под действие условий налогообложения и разработки нефтяных ресурсов, установленных Министерством финансов, Государственной налоговой службой и Бюро по налогообложению добычи нефти на континентальном шельфе. Главной проблемой, с которой сталкивается сегодня КНР в области добычи угольного газа, остается недостаточное развитие инфраструктуры. Газовая промышленность в стране начала развиваться довольно поздно, так что система магистральных и распределительных газопроводов все еще отстает от современных потребностей. Региональные магистральные газопроводы действуют лишь в нескольких провинциях Китая, что сдерживает широкомасштабную разработку месторождений угольного газа. Угольный газ — новый источник энергии Индия. Эта страна занимает пятое место в мире по доказанным запасам угля. Предполагаемые запасы угольного газа составляют 65,2 трлн куб. футов, из которых доказанными являются лишь 8,4 трлн. Проведено четыре тендера на разработку месторождений угольного газа, однако коммерческая добыча началась только на месторождении Раниганж (Raniganj) в штате Западная Бенгалия. К настоящему времени распределено 33 блока: на 25 (включая недавно распределенные для добычи угольного газа — CSG IV) ведется геологоразведка. Три блока разрабатываются, работы на трех других прекращены после проведения геологоразведки, а в отношении двух блоков проводится согласование, необходимое для начала геологоразведки. Правами на разработку наибольшего количества участков (девяти) обладает государственная компания Oil and Natural Gas Corporation (ONGС). Для привлечения инвестиций в добычу угольного газа правительство Индии предлагало выгодные условия участникам первых тендеров, однако впоследствии меры по стимулированию были сокращены и произошло ужесточение стандартов, регулирующих воздействие на окружающую среду. Развитию добычи угольного газа в Индии препятствуют нерешенность многих юридических и регуляторных вопросов, а также проблемы операционного характера, обусловленные недостаточным развитием инфраструктуры. Индонезия. Индонезия располагает запасами угольного газа, превышающими 450 млрд куб. футов. Эти ресурсы распределены между 11 открытыми угольными бассейнами. Угольные месторождения Индонезии обладают наибольшей мощностью и непрерывностью пластов и самым низким содержанием золы (менее 10%) по сравнению с аналогичными бассейнами в других странах. По оценке, основные запасы угольного газа в Индонезии расположены на оптимальной с точки зрения добычи глубине в 3 000 футов при содержании метана на уровне 94–98%. Несмотря на то, что коммерческая добыча угольного газа еще не началась, консультанты компании Wood Mackenzie считают, что объем суточной добычи в 2013 году может составить 22 млн куб. футов (приблизительно 8 трлн куб. футов в год). К 2020 году суточный объем добычи в Индонезии может увеличиться до 900 млн куб. футов, а к 2025 году — до 1 300 млн (в годовом исчислении соответственно до 330 и 475 млрд)2. В индонезийском законодательстве добыча угольного газа приравнена к добыче нефти и природного газа на традиционных месторождениях. Любая компания, желающая вести коммерческую добычу угольного газа в стране, обязана заключить договор с государственной организацией BPMIGAS. В соответствии с положением, регулирующим добычу полезных ископаемых, обладателям прав на разработку угольных месторождений, добычу нефти и природного газа в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) предоставлено преимущественное право на организацию добычи и угольного газа на выделенных им в соответствии с лицензией участках недр. За время, прошедшее с мая 2008 года, правительство Индонезии заключило 21 СРП. Ожидается, что на некоторых блоках добыча угольного газа начнется уже в 2011-м. При заключении договоров в 2010 году правительство предлагало два варианта СРП — раздел продукции, исходя из чистой прибыли — и на основе расчета валового дохода. Новые положения СРП, основанные на расчете валового дохода, позволяют операторам использовать в коммерческих целях газ, полученный при обезвоживании скважин (его объем до начала коммерческой добычи может быть значительным). Однако такие соглашения не допускают возмещения затрат до раздела продукции, равно как и отнесения 10% объема добычи на долю правительства (как это предусмотрено в обычных СРП). В настоящее время правительство предлагает раздел продукции в соотношении 55:45 (в свою пользу) — при условии что для возмещения затрат может использоваться не более 90% продукции. Как и в других странах, добыча угольного газа в Индонезии сдерживается неопределенностью регулирования, недостаточным развитием инфраструктуры и технологическими трудностями, свойственными периоду подготовки к коммерческой добыче. Россия. Предполагаемые запасы угольного газа в России составляют 2 996 трлн куб. футов. До недавнего времени угольный газ добывался в РФ лишь в качестве побочного продукта, получаемого при дегазации угольных пластов. Самостоятельная коммерческая добыча угольного газа не осуществляется, хотя ОАО «Газпром» и ведет подготовку к запуску такого проекта. В феврале 2010-го «Газпром» приступил к строительству первого технологического комплекса для добычи угольного газа на Талдинском месторождении в Кузбассе, добычу на котором предполагается начать в 2016 году. Политика российского правительства в сфере добычи угольного газа и порядок налогообложения данного вида деятельности пока не сформулированы. Отсутствует система стимулирования (например, предоставление налоговых каникул) или субсидирования компаний, готовых осуществлять добычу угольного газа. Не приняты и положения, регулирующие получение лицензий на добычу угольного газа. Как и в других странах, развитие добычи метана угольных пластов в России сдерживается недостатками инфраструктуры и технологическими трудностями, свойственными периоду подготовки к коммерческой разработке подобных месторождений. Wood Mackenzie press release, 15 September 2010 2 7 Украина. Запасы угольного газа в стране оцениваются в 60 трлн куб. футов, однако коммерческой добычи не ведется. Согласно украинскому законодательству, владельцем угольных ресурсов и шахт является государство. Таким образом, компании, желающей добывать угольный газ, придется приобретать две лицензии — на разработку и на добычу ресурсов. В настоящее время компании должны получать лицензии на разработку сроком на 5 лет (для чего необходимо выполнить ряд требований), после им может быть предоставлена лицензия на добычу. При получении обеих лицензий взимается сбор в пользу государства. Запасы украинского угольного газа подлежат разработке на основе СРП, которое определяет производственные, финансовые и организационные принципы взаимоотношений сторон. Газ, полученный в результате дегазации угольных пластов, принадлежит держателю лицензии на эксплуатацию угольной шахты либо иному уполномоченному им юридическому лицу. Развитию в стране добычи угольного газа с привлечением иностранных инвестиций мешает отсутствие эффективной государственной поддержки и неясность законодательства. Передача прав на добычу угольного газа затруднена, а налоговый режим остается весьма сложным. США. По оценке национальной Геологической службы (US Geological Survey или USGS), запасы угольного газа в Соединенных Штатах составляют 700 трлн куб. футов, из которых экономически извлекаемыми при использовании современных технологий являются 160 трлн.куб.футов. 8 Угольный газ — новый источник энергии По состоянию на конец 2009 года доказанные запасы природного газа в стране составляли 18,6 трлн куб. футов. Добыча угольного газа началась в 1989 году, чему способствовала государственная поддержка в виде предоставления субсидий и финансирования. Объем добычи значительно вырос к 2003 году, а в 2009-м на угольный газ приходилось уже 6,8% запасов и 8,9% добычи природного газа. В настоящее время основной объем добычи приходится на штаты, расположенные вдоль Скалистых гор: Колорадо, Монтана, Нью-Мексико, Юта и Вайоминг. Самые крупные запасы угольного газа обнаружены в бассейне Сан-Хуан (San Juan), расположенном на севере Нью-Мексико и юге Колорадо, где в настоящее время уже добываются наибольшие объемы метана угольных пластов. Быстрее всего добыча угольного газа развивается в бассейне Паудер Ривер (Powder River) на востоке Вайоминга и северо-востоке Монтаны. Действующие в США нормы регулирования разработки традиционных газовых месторождений в общем и целом применимы к геологоразведке и разработке месторождений угольного газа. При этом высокая озабоченность высказывается в связи с воздействием на окружающую среду продуктов утилизации и очистки большого объема воды, используемой при добыче угольного газа. Следует также отметить, что Агентство охраны окружающей среды США изучает целесообразность установления требования о раскрытии информации о жидкостях, которые используются для гидравлического разрыва пластов. Фундаментальные задачи и риски Долгосрочная перспектива Глобальные экономические показатели добычи природного газа остаются неопределенными как в настоящее время, так и в долгосрочной перспективе в силу различных факторов: • Глобализация газового рынка замедлилась или даже остановилась, что позволяет говорить о возобновлении процесса его регионализации. • Озабоченность недостаточным предложением сменилась обсуждением слабеющего спроса. • Устойчивому росту потребления природного газа в США и европейских странах мешает затянувшийся выход из экономического кризиса. • Спрос на природный газ при низких ценах на рынках США и европейских стран остается неэластичным — равно как и спрос на природный газ, предъявляемый рынками азиатских стран (однако в данном случае — при высоких ценах). Все это свидетельствует о готовности предприятий-потребителей устанавливать более высокие цены на производимую продукцию на фоне роста стоимости энергоносителей и о стратегическом курсе на замещение нефти природным газом. • В последние 10–20 лет произошли технологические прорывы в области разработки нефтегазовых месторождений. В том числе получили развитие методы горизонтального бурения и гидравлического разрыва пластов. Какие новые технологии могут появиться в обозримом будущем? • Условия лицензионных соглашений привели к тому, что многие компании, ведущие разработку сланцевых месторождений природного газа в США, действовали без учета рыночной конъюнктуры. Как следствие, возник эффект «перепроизводства»: бурение избыточных скважин вызвало избыточное предложение. Теперь остается только понять, сколько времени это может продолжаться? • Во всем мире звучит растущая озабоченность по поводу влияния на окружающую среду добычи природного газа из нетрадиционных источников (сланцы и каменный уголь). Ведь нынешние технологии требуют использования и утилизации большого количества воды, которая может быть сильно загрязнена. Насколько жесткими будут новые требования регулирующих органов? • Тот факт, что правительства многих стран не спешат принимать обязательства по снижению выброса парниковых газов, может замедлить прогнозируемый рост спроса на природный газ в долгосрочной перспективе. В США острая конкуренция между поставками природного газа из разных источников, а также между углем и природным газом снижает спотовые цены на биржах энергоносителей. В европейских странах высока конкуренция между поставками природного газа, цена которого индексируется в зависимости от стоимости нефти, и поставками газа, цена которого рассчитывается на основе других показателей, действуют разнонаправленные рыночные тенденции. Между тем в странах Азии доминируют потребители, готовые платить высокую цену за газ, цена которого индексируется в зависимости от динамики цены на нефть. • Сжиженный природный газ свободно перемещается между разными рынками. А поскольку производство этого продукта связано с низкими предельными (маржинальными) издержками (менее 2 долларов за миллион БТЕ), определенный объем производимого в ближневосточных странах СПГ может перераспределяться между рынками разных стран — в зависимости от экономической конъюнктуры. Согласно совместной оценке Deutsche Bank и Wood Mackenzie, с 2010 по 2015 год спрос на природный газ будет ежегодно увеличиваться более чем на 3,5%. Главной движущей силой останется азиатский рынок, где ежегодный рост спроса может составить более 7,5% (хотя более консервативный прогноз МЭА говорит о ежегодном увеличении на 2%). Как бы то ни было, даже при оптимистичном прогнозе в среднесрочной перспективе на рынке образуется избыточное предложение под влиянием таких факторов, как стремительный рост добычи сланцевого газа в странах Северной Америки и ожидаемый в ближайшей перспективе ввод в эксплуатацию дополнительных мощностей по сжижению природного газа. Deutsche Bank и Wood Mackenzie оценили избыточное предложение в 2010 году приблизительно в 10 млрд куб. футов в сутки при совокупном суточном спросе в 300 млрд. Авторы этого прогноза считают, что в 2011 году избыточное предложение увеличится за счет ввода в строй новых установок по сжижению природного газа в Катаре, Перу и Йемене, совокупная мощность которых превысит увеличение спроса. В результате ожидаются относительно низкие спотовые цены на природный газ, особенно в североамериканских странах3. Ожидается, что после 2015 года газовый рынок вновь обретет баланс. Даже исходя из консервативных прогнозов увеличения спроса на 1,5% в год, сделанных МЭА и Министерством энергетики США, избыточное предложение будет быстро нейтрализовано. Согласно основному и наиболее вероятному прогнозу МЭА (New Policies Scenario), опубликованному в World Energy Outlook («Обзор мировой энергетики»), в 2015–2035 годах спрос международного рынка на природный газ увеличится на 1 трлн кубометров (или почти на 100 млрд куб. футов) в сутки4. А поскольку после 2015 года прогнозируется снижение объема добычи природного газа из традиционных источников (и, как следствие, ухудшение конъюнктуры газового рынка), есть основания ожидать упрочения позиций компаний, способных предложить высококачественные проекты с конкурентоспособными затратами. 3 Deutsche Bank Global Research, Global Nature Gas — Battlefield Analysis, 13 September 201 4 International Energy Agency, World Energy Outlook 2010, November 2010 9 Решение текущих вопросов и потенциальных проблем В чем заключается помощь «Эрнст энд Янг» «Эрнст энд Янг» располагает международной сетью специалистов в области нефтегазовой отрасли, насчитывающей 8 300 сотрудников более чем в 100 странах и 12 международных центров по оказанию услуг компаниям нефтегазовой отрасли. Наши специалисты оказывают консультационные услуги компаниям, добывающим угольный газ или планирующим приступить к его добыче, сопряженной с многочисленными вызовами, сложностями и рисками, частично перечисленными ниже. Доступ к запасам. Нестандартные ресурсы, к которым относится угольный газ, становятся важной частью портфеля активов нефтегазовых компаний, поскольку новые технологии делают добычу из таких источников рентабельной, а растущий международный спрос на энергоносители превращает эти ресурсы в важный энергетический источник. В Азии, где прогнозируется долгосрочный высокий рост спроса на энергоносители, разработка запасов угольного газа представляется весьма перспективной. Крупные, технически сложные и капиталоемкие проекты реализуются на основе все более сложных форм совместных предприятий, которые позволяют компаниям распределять связанные с проектом риски, совместно используя технологии и капитал. Компания «Эрнст энд Янг» оказывает содействие в поиске стратегических партнеров и активов, а также при реализации проектов стратегического сотрудничества, стратегических приобретений и в управлении ими. Помощь может быть оказана по таким направлениям, как минимизация рисков, снижение и перераспределение затрат, выход на новые рынки, эффективное и своевременное использование возможностей. 10 Угольный газ — новый источник энергии В некоторых странах небольшие добывающие компании активно работают над увеличением доказанных запасов угольного газа. В прошлом цена акций находилась в прямой зависимости от величины доказанных запасов, однако сейчас инвесторы уделяют все больше внимания планам их коммерческого использования. Причина в том, что вышеуказанные запасы могут не понадобиться крупнейшим нефтегазодобывающим компаниям для реализации краткосрочных планов. Вот почему «Эрнст энд Янг» сотрудничает с небольшими добывающими компаниями по таким направлениям, как привлечение необходимого капитала, поиск стратегических партнеров и создание инновационных структур, способствующих коммерциализации запасов. Управление затратами и риском. Нефтегазовые добывающие компании, ведущие деятельность в разных странах, постоянно сталкиваются со значительным увеличением затрат на бурение, обслуживание, производственные и операционные нужды. Наблюдаемый в отрасли повсеместный рост инвестиций в геологоразведку и добычу является еще одной причиной, заставляющей крупнейших участников отрасли оптимизировать издержки и оборотный капитал. Компаниям следует управлять процессом сокращения затрат, учитывая необходимость использовать стремительно открывающиеся возможности в области, требующей от них крупных инвестиций и гибкости для решения технологических и операционных проблем. Так, например, в австралийском сегменте добычи угольного газа обнаруживается острое противоречие между задачами снижения затрат и требованиями обеспечения операционной эффективности. Учитывая количество скважин, даже небольшое изменение стандартизированных затрат на бурение может оказать значительное влияние на объемы затрат в рамках всего проекта. Специалисты «Эрнст энд Янг» по оказанию консультационных услуг в области оптимизации цепи поставок анализируют входящие в них процессы (например, организацию закупок) с целью выявления недостатков, что позволяет существенно сократить расходы. Управление капиталовложениями. Значительное количество осуществляемых в настоящее время в разных странах «мегапроектов», а также масштабных инициатив, находящихся на этапе принятия окончательного инвестиционного решения, подчеркивает необходимость высокоэффективного проектного управления. Этот вывод актуален и для крупнейших проектов по добыче угольного газа. Инвестиционные бюджеты таких проектов столь велики, а процесс поставок настолько сложен, что разница между результатами передового и удовлетворительного проектного управления может выражаться во многих миллионах долларов. Актуальным представляется следовать передовому опыту проектного и корпоративного управления во избежание бесконтрольного роста затрат и снижения рентабельности, которые могут поставить под сомнение экономическую целесообразность плана развития и даже безопасность и эффективность производственной деятельности. Специалисты «Эрнст энд Янг» в области управления инвестициями разрабатывают передовые модели проектного управления для крупнейших нефтегазовых компаний и содействуют их внедрению. Оценка и обеспечение соответствия нормативным требованиям. В последние годы национальные системы нормативного регулирования пополняются все новыми поправками, а соответствию установленным требованиям уделяется возрастающее внимание. В итоге компаниям приходится наращивать объемы работ, призванных обеспечить выполнение действующих и вновь вводимых установлений, а также перевод стандартов финансовой отчетности на МСФО (в ряде стран). Следует ожидать дальнейшего ускорения реформирования нормативной базы в результате принятия закона об усилении финансового регулирования в США (закон Додда — Фрэнка), британского закона о противодействии коррупции и реализации Инициативы прозрачности добывающих отраслей. Указанные нововведения, а также многочисленные поправки, ужесточающие законодательство об охране окружающей среды, создают дополнительную нагрузку на подразделения, отвечающие за соответствие нормативным требованиям деятельности финансовых департаментов и компаний в целом. Помимо разнообразных международных стандартов, компаниям приходится учитывать различные отраслевые требования, установленные законодательствами стран, на территории которых ведется добыча угольного газа. Наиболее важными являются вопросы, касающиеся регулирования использования водных ресурсов. Вот почему в центре внимания руководства компаний оказываются обеспечение сохранности местных (региональных) водных ресурсов, изменение положений налогового законодательства на федеральном или местном уровне, структура отчетности и принципы ее подготовки, а также выполнение новых требований об отражении запасов в отчетности. 11 Простой (или не очень) вопрос о праве собственности на природный газ Во многих странах препятствием для наращивания добычи и утилизации угольного газа остается неочевидность законодательных норм, определяющих права собственности на извлеченный продукт. Компаниям, ведущим разработку угольного газа, необходима унифицированная система регулирования. На кажущийся простым вопрос о праве собственности на угольный газ, содержащийся в угольном месторождении, не всегда удается ответить однозначно. Очевидным является существование в этой сфере множества юридических форм и механизмов, учитывающих специфические особенности стран — крупнейших производителей угля. Споры или юридические проверки могут возникать в том случае, если в действующем законодательстве отсутствуют положения, детально регламентирующие правоотношения между заинтересованными сторонами (владельцами земельного участка, владельцами проекта, государством и держателями лицензии на добычу природного газа), что затрудняет реализацию проектов по добыче угольного газа, например: • На Украине угольный газ относится к полезным ископаемым, добыча которых регулируется на государственном уровне (полезные ископаемые принадлежат государству). Следовательно, к добыче угольного газа должна быть применима стандартная процедура лицензирования добычи полезных ископаемых. В случае проведения дегазации угольного пласта в соответствии с правилами безопасности шахтных работ при добыче угля откачка угольного газа не квалифицируется как добыча полезного ископаемого. Исходя из этого, полученный в результате дегазации угольный газ считается производственным отходом, принадлежащим владельцу шахты либо, возможно, не принадлежащим вообще никому. Такая юридическая трактовка вносит неопределенность в определение права собственности на откачанный угольный газ, что затрудняет процесс лицензирования. • В Великобритании право собственности на угольный газ принадлежит государству, поэтому его использование регулируется правительством. Согласно лицензионному соглашению, право собственности на добытый угольный газ переходит к держателю лицензии. Поскольку угольный газ отнесен к группе нефтепродуктов, регулирование его добычи возложено в соответствии с законом о нефти 1998 года (Petroleum Act) на Департамент реформы бизнеса и регулирования (Department for Business Enterprise and Regulatory Reform), а не на Управление угольной промышленности (Coal Authority). Указанный департамент отвечает за выдачу лицензий на геологоразведку и разработку нефтяных месторождений (Petroleum Exploration and Development 12 Licenses или PEDLs). В сферу его ответственности попадает и лицензирование добычи угольного метана. Кроме того, правительство выдает лицензии на откачку метана с эксплуатируемых шахт в целях обеспечения безопасности производства (Methane Drainage Licenses или MDLs). Как правило, лицензия на откачку метана выдается в отношении меньшего участка, чем лицензия на проведение геологоразведки и разработки нефтяного месторождения, и не предоставляет исключительных прав. В итоге возможно совпадение участков, в отношении которых выданы лицензии указанных видов. Такой порядок лицензирования может привести к возникновению ситуации, когда несколько заинтересованных сторон будут претендовать на добычу метана на одном и том же участке. • В США ведется спор о праве собственности на метан, откачанный из угольного пласта, поскольку право на добычу углеродного сырья подпадает под действие различных юрисдикций. Держатель лицензии на добычу угля вправе откачивать метан без получения специальной лицензии. Отсутствует требование об уплате рояли при откачке и выбросе метана в атмосферу для обеспечения безопасности производства. Если добывающая компания заинтересована в утилизации откачиваемого угольного газа, она обязана следовать процедуре федерального лизинга и платить роялти государству. Хотя несколько штатов попытались решить вопрос права собственности на законодательном уровне, в федеральном масштабе законы еще не приняты, поэтому возникающие споры решаются на индивидуальной основе. • В большинстве стран лицензия на разработку угольного месторождения не распространяется на добычу и утилизацию угольного газа, для чего требуется специальная лицензия. Следует отметить, что в нескольких странах с федеративной формой управления нет федеральных законов, регулирующих добычу и утилизацию угольного газа. Так, в Австралии каждый штат имеет собственный закон и порядок лицензирования. То же самое наблюдается в Канаде, где полезные ископаемые принадлежат провинциям, которые могут по своему усмотрению реализовывать права на добычу угольного газа. В отличие от этого, в ФРГ администрирование любых видов деятельности, связанных с геологоразведкой месторождений угольного газа, его добычей и переработкой, отнесено к компетенции Федерального горного управления (Federal Mining Authority). Право собственности передается добывающей уголь компании на срок действия лицензии, по окончании которого для добычи угольного газа необходимо получить специальную лицензию со сроком действия не менее 30 лет. Coal seam gas: broadening the energy mix Угольный газ и водопользование5 Как неоднократно указывалось выше, добыча угольного газа сопряжена с рисками в области использования водных ресурсов. Это обстоятельство приводит к необходимости ответить на несколько сложных вопросов. • Утрата источников пресной воды, доступных коммерческим землепользователям и населению. Обезвоживание угольных пластов ведет к изменению давления подводных вод, в результате чего вода из вышележащих водоносных горизонтов может просачиваться в нижележащие угольные пласты. Это ведет к изменению уровня подземных вод и уменьшению дебета артезианских скважин. Снижение уровня подземных вод может быть также вызвано разгерметизацией стволовой колонны с низкокачественной обсадкой. • Ухудшение качества воды в результате перекрестного загрязнения. Бурение скважин для добычи угольного газа способно вызывать смешивание вод разных горизонтов либо попадание загрязненной воды из угольного пласта в чистую воду водоносного горизонта. Подобные явления могут быть следствием изменения давления подземных вод из-за обезвоживания (в результате происходит смешивание вод, содержащихся в водоносных горизонтах и угольных пластах), а также низкого качества оборудования скважины для добычи угольного газа, вследствие чего разгерметизируется стволовая колонна. • Ухудшение качества воды в результате попадания в нее химических веществ, используемых при бурении. Буровая смазка, а также жидкости, применяемые для гидравлического разрыва угольных пластов, могут попадать в водные источники. Это может быть вызвано низким качеством оборудования скважины либо ненадлежащей утилизацией полученной в ходе добычи воды. Характерные примеры такого рода — отсутствие возможности удалить всю поступившую воду из скважины, пробуренной для разрушения пласта, и пролив поступившей воды на поверхности или ее попадание в поверхностные воды. • Миграция природного газа через артезианские скважины. Природный газ может мигрировать из угольных пластов по подземным каналам в вышележащие водоносные горизонты. Это обычно происходит на участках, которые удалены от скважины для добычи угольного газа и на которых не наблюдается значительного падения давления. Под силой давления природный газ на таких участках не поступает на поверхность, а мигрирует по естественным или искусственным каналам, таким как водозаборные скважины. • Очистка и утилизация полученной в результате бурения воды. Поступившая вместе с угольным газом вода содержит много соли и непригодна для сельскохозяйственного или бытового использования. Такую воду можно превратить в питьевую, пропустив через очистную установку, но при этом образуются отходы в виде рассола (насыщенного солевого раствора). Качество и количество получаемой при добыче угольного газа воды непосредственно определяют принципы утилизации, а также снижения риска и (или) полезного использования. Указанные принципы могут включать в себя применение стальной обсадки ствола скважины с затрубным цементированием, регулярный мониторинг и прогнозирование уровня и качества подземных вод, применение эффективных систем удержания и (или) утилизации, таких как удержание в изолированных емкостях и (или) испарителях, либо повторное закачивание под землю, а также различных методов очистки воды, включая обратный осмос. Queensland Department of Environment and Resource Management and the Queensland 5 Department of Infrastructure and Planning, as cited in J.P. Morgan Asia Pacific Equity Research, Water Concerns: QLD Coal Seam Gas Developments, 26 November 2010. 13 В чем заключается помощь «Эрнст энд Янг» Специалисты «Эрнст энд Янг» в области снижения воздействия на окружающую среду и обеспечения устойчивого развития хорошо знают проблемы, связанные с геологоразведкой и добычей, а также с переработкой и сбытом,с которыми сталкиваются компании нефтегазовой отрасли — в частности компании, добывающие угольный газ, а потому всегда готовы помочь не только при составлении карты (перечня) нормативных требований, но и в контроле над соответствием нормативным требованиям. Кроме того, профессионалы «Эрнст энд Янг» в области расследования мошенничества и содействия в спорных ситуациях совместно с клиентами разрабатывают принципы политики, отвечающие международным и национальным требованиям, проводят аудит важнейших элементов контроля. доступа к новым источникам финансирования повысит ликвидность австралийского рынка акционерного капитала. Сектор сохраняет высокие темпы роста». Управление портфелем активов. В последние годы увеличилось количество сделок по учреждению совместных предприятий в нефтегазовой отрасли, что обусловлено стремлением международных и национальных нефтяных компаний обеспечить себе долгосрочные перспективы развития. В целом наблюдается рост инвестиций в проекты, связанные с геологоразведкой и добычей, что обусловило рационализацию портфеля активов. Для реализации многочисленных «мегапроектов» в области геологоразведки и добычи создано рекордное количество совместных предприятий, в том числе и для добычи угольного газа. Необходимо разрабатывать передовые стратегические принципы, способные обеспечить рост бизнеса и помогающие преодолеть проблемы, которые связаны с неразвитой инфраструктурой, нехваткой квалифицированной рабочей силы, налогообложением и регулированием на уровне страны или штата. Помимо этого, нужно обеспечить эффективную цепочку поставок, учитывающую особенности налогового законодательства и законодательства об охране окружающей среды. Опыт и обширная региональная сеть специалистов «Эрнст энд Янг», занимающихся консультированием по сделкам, являются одним из важных факторов повышения конкурентоспособности компаний-клиентов. Роджер Дартнелл, руководитель направления консультационных услуг по сделкам для компаний нефтегазовой отрасли в Австралии, утверждает: «Масштаб «мегапроектов» по добыче угольного газа и необходимость получения гарантий сбыта привели к созданию многосторонних совместных предприятий, что повысило привлекательность данного сегмента для инвесторов из азиатских стран и позволило небольшим и средним компаниям расширить инвестиционную базу. Несмотря на то, что в ближайшем будущем не приходится ожидать консолидации крупнейших разработчиков угольного газа или приобретения ими долевого участия в других компаниях для увеличения располагаемых запасов, обеспечение 14 (продолжение) Угольный газ — новый источник энергии Если наложить на указанные тенденции такой фактор, как стремительное развитие нормативной базы, налогового законодательства и экономической конъюнктуры, станет очевидно: разработка и реализация стратегических инвестиционных планов и планов продажи активов никогда еще не были столь сложными и не имели такого большого значения, как сейчас. В этой связи ключевыми факторами успеха становятся подготовка и адаптация персонала, процессов и систем к новым формам сотрудничества и выбор интеграционной модели. Операционные вопросы. Операционные вопросы в области добычи угольного газа значительно усложнились. В основном — из-за смещения проектов по геологоразведке и добыче в труднодоступные районы. Для снижения риска потери конкурентного преимущества нефтегазовые компании продолжают внедрять новые технологии. Этот процесс предполагает реализацию стратегии, ориентированной на НИОКР, регулярные инвестиции, направленные на совершенствование производственных мощностей, и создание совместных предприятий с разработчиками новых технологий. Так, в Австралии группа специалистов «Эрнст энд Янг» по вопросам налогообложения помогает компаниям в изучении и практическом применении налоговых льгот при ведении научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, формировании проектов НИОКР и оформлении заявлений о предоставлении налоговых вычетов. Следует отметить, что эксплуатация новых энергетических источников не только имеет большой потенциал, но и сталкивается со значительными технологическими, управленческими и логистическими проблемами. Добывающие компании и их партнеры действуют в коммерческой и операционной среде, которая все настойчивее требует внедрения передового опыта в области управления, планирования и внутреннего контроля. «Эрнст энд Янг» помогает компаниям отвечать на основные логистические вопросы, в том числе: • проводит анализ сложных налоговых систем и соответствие им (например, введение рентного налога на использование нефтяных ресурсов в Австралии); • содействует привлечению капитала и управлению им; • обеспечивает оптимизацию оборотного капитала (включая анализ условий финансирования совместных предприятий); • оценивает потребности в персонале и выстраивает эффективные модели управления человеческим капиталом. Управление персоналом. При высоком темпе роста практически любой отрасли довольно быстро возникает нехватка рабочей силы, для ликвидации которой требуется продолжительное время. Эта тенденция наглядно проявляется в нескольких крупных австралийских проектах по добыче угольного газа. Energy Skills Queensland (служба занятости в энергетическом секторе штата Квинсленд) прогнозирует создание в ближайшие годы нескольких тысяч рабочих мест на проектах, связанных с подготовкой к экспорту СПГ. Австралии, как и многим другим странам, реализующим крупные энергетические проекты, придется импортировать значительную часть рабочей силы. Успех этого процесса во многом зависит от планирования миграционных потоков, предложения вознаграждения и социальных пакетов, способных обеспечить привлечение и удержание специалистов необходимой квалификации. Группа специалистов «Эрнст энд Янг» по управлению персоналом предлагает полный спектр услуг, включающий перемещение, вознаграждение и удержание персонала. 15 В чем заключается помощь «Эрнст энд Янг» (продолжение) Деятельность специалистов «Эрнст энд Янг» в области нефтегазовой отрасли организована по четырем направлениям: аудит, налогообложение, сопровождение сделок и консультирование. Представители компании обладают обширным опытом, накопленным в результате сотрудничества с крупнейшими организациями нефтегазовой отрасли (в том числе с международными и национальными нефтяными компаниями). Наибольший интерес для предприятий нефтегазовой отрасли представляют следующие виды услуг: • бухгалтерский учет в соответствии с национальными ОПБУ и обеспечение выполнения установленных требований, включая внешний аудит и связанные с верификацией услуги, такие как подготовка отчетов об устойчивом развитии, консультирование по вопросам бухгалтерского учета, расследование мошенничества и содействие в спорных ситуациях; • налоговое планирование, консультационные услуги в области налогообложения и обеспечения соответствия нормативным требованиям, налоговое сопровождение сделок, консультационные услуги в области повышения налоговой эффективности цепочек поставок; 16 Угольный газ — новый источник энергии • консультационные услуги по сделкам (включая планирование и оптимизацию партнерств), планирование и оценка портфеля активов, оценка стратегического финансирования, комплексная оценка активов, оценка актива и моделирование бизнеса, интеграция активов; • консультационные услуги в области повышения эффективности и управления риском (включая внутренний аудит, разработку и оценку системы внутреннего контроля), оптимизация процессов планирования, бюджетирования и прогнозирования, инновация, трансформация бизнес-процессов и управление ими, управление проектом в течение всего жизненного цикла, разработка и реализация офиса по управлению проектом (Project Management Office или PMO), оценка, снижение стратегического риска и управление им. Контактные лица для организаций нефтегазовой отрасли Подробную информацию о направлениях и предложении услуг организациям нефтегазовой отрасли можно получить у перечисленных далее специалистов, либо в ближайшем офисе «Эрнст энд Янг». Дейл Найджока руководитель глобальной группы экспертов в нефтегазовой отрасли +1 713 750 1551 dale.nijoka@ey.com Алексей Кондрашов руководитель международной практики налоговых услуг компаниям нефтегазовой отрасли +7 (495) 662-9394 Alexey.Kondrashov@ru.ey.com Алексей Лоза Партнер, руководитель группы по оказанию услуг компаниям нефтегазовой отрасли в СНГ +7 (495) 641 2945 Alexey.Loza@ru.ey.com Пол Кон Партнер, руководитель группы по оказанию услуг компаниям нефтегазовой отрасли в Центральной Азии и на Кавказе +7 (727) 258 5960 Paul.Cohn@kz.ey.com Олег Светлеющий Партнер, руководитель группы по оказанию услуг компаниям нефтегазовой отрасли на Украине +380 (44) 490 3031 Oleg.Svetleuschyi@ua.ey.com Марсела Донейдио Северная и Южная Америка +1 713 750 1276 marcela.donadio@ey.com Санджив Гупта АТР +65 6309 8688 sanjeev-a.gupta@sg.ey.com Александр Баринов Партнер, руководитель группы консультационных услуг компаниям нефтегазовой отрасли в СНГ +7 (495) 705 9731 Alexander.Barinov@ru.ey.com Виктор Бородин Партнер, руководитель группы услуг в области налогообложения компаниям нефтегазовой отрасли в СНГ +7 (495) 755 9760 Victor.Borodin@ru.ey.com Джон Авальдснес страны Европы, Ближнего Востока, Африки и Индия (EMEIA) +47 51 70 67 40 john.avaldsnes@no.ey.com Акоп Саркисян Партнер, руководитель практики консультационных услуг по сделкам в СНГ +7 (495) 705 9722 Hakob.Sarkissian@ru.ey.com Андрей Кобзев Директор, Московский нефтегазовый центр +7 (495) 660 4867 Andrey.Kobzev@ru.ey.co 17 Ernst & Young Assurance | Tax | Transactions | Advisory Краткая информация о компании «Эрнст энд Янг» «Эрнст энд Янг» является международным лидером в области аудита, налогообложения, сопровождения сделок и консультирования. Коллектив компании насчитывает 141 000 сотрудников в разных странах мира, которых объединяют общие корпоративные ценности, а также приверженность качеству оказываемых услуг. Мы создаем перспективы, раскрывая потенциал наших сотрудников, клиентов и общества в целом. Название «Эрнст энд Янг» относится к глобальной организации, объединяющей компании, входящие в состав Ernst & Young Global Limited, каждая из которых является отдельным юридическим лицом. Ernst & Young Global Limited — ― юридическое лицо, созданное в соответствии с законодательством Великобритании, является компанией, ограниченной гарантиями ее участников, и не оказывает услуг клиентам. Международный центр «Эрнст энд Янг» по оказанию услуг компаниям нефтегазовой отрасли В нефтегазовой отрасли происходят постоянные изменения: увеличивается давление со стороны регулирующих органов, наблюдается колебание цен, остается нестабильной геополитическая обстановка. Все эти вопросы требуют эффективных решений. Чтобы помочь вашему бизнесу раскрыть свой потенциал, Международный центр «Эрнст энд Янг» по оказанию услуг компаниям нефтегазовой отрасли сформировал команду специалистов с большим опытом работы в области аудита, налогообложения, сопровождения сделок и консультирования. В функции центра входит определение рыночных тенденций и косвенных индикаторов, а также мнений экспертов по важным вопросам отрасли. Центр помогает компаниям в достижении целей и повышении конкурентоспособности. Так мы вносим вклад в развитие бизнеса наших клиентов. © 2011 «Эрнст энд Янг (СНГ) Б.В.» Все права защищены. Информация, содержащаяся в настоящей публикации, представлена в сокращенной форме и предназначена лишь для общего ознакомления, в связи с чем она не может рассматриваться в качестве полноценной замены подробного отчета о проведенном исследовании и других упомянутых материалов и служить основанием для вынесения профессионального суждения. «Эрнст энд Янг» не несет ответственности за ущерб, причиненный каким-либо лицам в результате действия или отказа от действия на основании сведений, содержащихся в данной публикации. По всем конкретным вопросам следует обращаться к специалисту по соответствующему направлению. www.ey.com/oilandgas
