Минфин предлагает ряд изменений в налогообложении нефтяников

ХМАО-Югра просит право выдавать в пользование участки с извлекаемыми запасами нефти до 1 млн т и ресурсами до 3 млн т в пользование компаниям самостоятельно. Об этой инициативе на одной из сессий деловой программы выставки «Нефтегаз-2024» рассказал директор департамента недропользования Сергей Филатов.

Он отметил, что сейчас даже при желании такие участки не так-то просто получить в пользование: процесс получения лицензии занимает до полутора лет. Передача же таких месторождений регионам позволит снизить административные барьеры и вовлечь очень мелкие месторождения в оборот. Пилотным регионом для апробации такого механизма предлагают сделать ХМАО.

Кроме того, Югра предлагает расширить периметр НДД. Минфин не согласен переводить новые месторождения на новый налоговый режим минимум до 2027 года, но запрос у компаний на это есть, отметил Сергей Филатов.

Так, только на территории автономного округа с режимом НДД «Газпром нефть» смогла бы обеспечить прирост добычи на 28 участках, «Сургутнефтегаз» — на 17, ННК — на 13, «Лукойл» — на 10. Речь идёт о 3-й и 4-й группе НДД — зрелых и новых месторождениях.

Надежды на послабление в области введения НДД в ближайшие годы возлагают на именно на гринфилды: сейчас они не разрабатываются и, соответственно, не платят налоги, поэтому введение льгот по ним будет для Минфина безболезненным, подчеркнул представитель главного нефтедобывающего региона.

По теме также читайте: «Мелкие месторождения: ищем формулу эффективной разработки».

На мероприятии презентовали технологию лазерной сварки TongWELD. Она позволяет заменить традиционное резьбовое соединение прочной сваркой. В числе достоинств технологии называют быстрый монтаж, высокую устойчивость соединения при деформации трубы, снижение затрат за счёт отказа от конической резьбы и соединительных муфт.

Сварка производится специальным аппаратом: при его использовании соединение обсадных труб занимает около 2 мин.

Авторы разработки — научно-техническое объединение «ИРЭ-Полюс». Опытный образец был изготовлен ещё в 2019 году и ранее тестировался на месторождениях «Татнефти». В 2023 году компания решила внедрить технологию для экономии времени бурения, сообщала корпоративная газета «Татнефти» «Нефтяные вести».  

С докладом по этой теме выступил генеральный директор «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» Александр Адоевский.

По мнению эксперта, Россия совместно с Китаем способна заместить критически важное оборудование для крупнотоннажных проектов: у двух стран имеются технологии производства турбин мощностью до 110 МВт, компрессоров и теплообменников. Однако объёмы производства слишком малы, чтобы обеспечить всем необходимым будущие крупнотоннажные СПГ-заводы. Поэтому для того, чтобы добиться увеличения производства СПГ до 100 млн т в год, производителям необходимо рассматривать альтернативное оборудование.

Этим путём уже пошёл «Новатэк». Для «Мурманского СПГ» намерены использовать электроприводы и получать энергию с Кольской ГЭС.

Вопрос с оборудованием решаемый, главные препятствия связаны с недостатком танкеров ледового класса, считает г-н Адоевский. Создание танкерного флота высокого ледового класса — это примерно 65% затрат арктического крупнотоннажного проекта.

Задача на перспективу — максимально сократить транспортное плечо и размещать производства либо в западной части Севморпути, либо на Дальнем Востоке. Последнее особенно актуально с учётом того, что Россия должна в первую очередь ориентироваться на азиатские рынки, считает эксперт.

Заместитель министра энергетики Эдуард Шереметцев, выступая в Совете Федерации, отметил, что объём лицензий в ТЭК на отечественные программные продукты вырос с 21 до 49%. При этом согласно приказу Минцифры уже с 1 января 2025 года на объектах критической инфраструктуры ТЭК должно работать российское ПО. А постановление правительства, которое жёстко обязывало отраслевые компании перейти на отечественные продукты, было принято ещё до 2022 года, отметил советник генерального директора РЭА Олег Жданеев.

Сами ВИНКи ратуют за постепенный переход на отечественный софт. Об этом заявили представители «Газпром нефти» и «Транснефти» на Национальном нефтегазовом форуме, который проходит в эти дни параллельно с выставкой «Нефтегаз-2024».

«Это вопрос баланса и рискоориентированного подхода. В первую очередь нам нужно обеспечить непрерывность деятельности и безопасность. И вот с этим мы как раз справляемся очень хорошо», — отметил директор по цифровой трансформации «Газпром нефти» Олег Третьяк.

«Понятно, что компания должна работать непрерывно и безопасно, потому что обеспечивает ключевые для экономики ресурсы. Мы не можем себе позволить что-то быстро заместить в ущерб эти двум параметрам. Не всегда нас слышат, но непрерывность и безопасность работы — это наш основной критерий», — добавил вице-президент по цифровой трансформации «Транснефти» Андрей Бадалов.

По словам Олега Третьяка, до 2022 года компании отрасли занимались разработкой ПО только в тех случаях, когда это давало конкурентное преимущество.

«Никому в голову не приходило замахиваться на такие вещи, как ERP- или MES-системы. Индустрия так и жила до тех пор, пока не пропали те вещи, которые являются базовыми. Где-то западные вендоры были лидерами не только у нас в стране, но и в мире в целом. И мы точно не думали, что будем для себя разрабатывать такое решение», — рассказал представитель «Газпром нефти».

Именно этим участники отрасли объясняют, почему переход на отечественный софт может занять больше времени, чем это предусмотрено государством. В частности, Андрей Бадалов отметил, что особое внимание стоит уделить этапу аналитики и консалтинга.