Українська нафта і газ: хто і що гальмує розвиток вітчизняної галузі, кому це вигідно та як розв'язувати проблему зі «сплячими ліцензіями»?

Які результати аудиту сфери надрокористування, чому попри хороші показники власного видобутку Україна досі імпортозалежна країна та як позначиться залучення  приватних інвестицій  в нафто-газовий сектор?

Про ці та інші питання Фіртка спілкувалася з Ксенією Оринчак, виконавчою директоркою Національної асоціації добувної промисловості України.

Одразу до суті, скільки запасів газу знаходиться в українських газосховищах сьогодні, на стільки часу їх вистачить?

Усього Україна розпоряджається 13 підземними сховищами газу, загальною місткістю 32 млрд кубометрів "блакитного палива".

З 2017 року на базі 10 сховищ запущено послугу "митний склад", що дає можливість іноземним компаніям зберігати природний газ в Україні протягом 1095 днів без сплати податків та митних зборів. Таким чином, українська вітчизняна галузь знову допомагає європейським країнам у забезпеченні надійного газопостачання.

Який стан справ з видобутком нафти та газу в Україні?

З початку 2021 року в Україні видобуто понад 1 млн тонн нафти. Це хороший показник, але не найкращий для країни, бо ще у 2011 році добували 2,1 млн тонн нафти.

Найбільші обсяги у 2021 році були у травні (142,3 тонни) та серпні – 141,7 тонни, що на 1,2% більше, ніж у серпні минулого року.

Найменші обсяги були у лютому – 125,6 тонни, що на 7,5% менше, ніж за аналогічний період 2020 року.

Чому попри хороші показники видобутку ми досі імпортозалежна країна?

Україна залишається імпортозалежною державою навіть попри те, що посідає друге місце у Європі за запасами нафти. Видобувати нафту наразі набагато важче, ніж було раніше. Замість шести нафтопереробних заводів працює лише два. 

В  яких областях найбільше видобувають нафту і газ? Які регіони України потенційно важливі в майбутньому ?

За оцінками, перспективні ресурси газу можуть сягати двох трлн кубометрів. Найбільші ставки роблять на видобуток нафти у Чорному морі, де очікується видобуток 10 млрд кубометрів.

Виробництво світлих нафтопродуктів якості Євро-5 в Україні здійснюють Кременчуцький нафтопереробний завод («Укртатнафта», Полтавська обл.), Шебелинський газопереробний завод («Укргазвидобування», Харківська обл.), а також міні-НПЗ: до 15 заводів різної потужності. 

Держава у разі отримання контролю (довгострокова оренда чи купівля) над одним із НПЗ, який піддається модернізації – Лисичанський, Надвірнянський чи Дрогобицький та подальшої його модернізації, може збільшити обсяги виробництва нафтопродуктів, що означатиме скорочення залежності від постачання з Росії та Білорусі, а також – створення передумов для нових робочих місць та економічного зростання.

Читайте також: До мільйона на інвестицію: представники асоціації підприємців розпочинають проєкт "Коломия. Стартап"

Що та  хто гальмує розвиток галузі?

Україна має власні запаси нафти, але експортує її, а потім купує, щоби забезпечити власні потреби. Мені невтямки, навіщо? Імпортозалежність України становить 80%. То навіщо продавати, а потім купувати те саме, але задорого.

Куди та в яких об'ємах експортується видобута нафта і газ?

З січня до травня 2021 року Україна експортувала 89,96 тис тонн нафти у Румунію на 27, 13 млн доларів.

Ще одна проблема галузі - подальше перероблення нафти. За роки незалежності закрилися всі нафтопереробні заводи (близько десяти), крім двох – Кременчуцького НПЗ і Шебелинського ГПЗ.

Настільки цікава нафто-газова промисловість іноземним та вітчизняним інвесторам?

Наразі більших обертів набирає «зелена» енергетика. Думаю, вона цікавіша для інвестицій, бо світ до 2030 року має вийти на нульовий рівень викидів вуглецю.

Наведу один приклад інвестування: НАК "Нафтогаз України" спільно з німецькою компанією RWE Supply&Trading запустить пілотний проєкт із виробництва "зеленого" аміаку вартістю 500 млн євро. Контракт може призвести до того, що Україна дуже швидко почне виробляти "зелений" водень. Відповідно до меморандуму, із відновлювальної електроенергії Україна вироблятиме "зелений" водень, потім перероблятиме його в так званий "зелений" аміак, а вже "зелений" аміак з України транспортуватиметься кораблями у Німеччину. 

Як виглядає в якісних і кількісних показниках  ринок приватних нафтогазових видобувних компаній? Настільки компанії успішні  та рентабельні?

Основною характеристикою  нашого ринку газовидобутку є абсолютне домінування в структурі видобутку держави, а точніше компанії «Укргазвидобування», яка входить в групу «Нафтогаз». Так, компанія видобуває 68,7% природного газу в Україні, що еквівалентно 1,12 млрд м³. Приватні ж компанії у вересні  разом виробили 0,42 млрд м³ газу, що дорівнює 25,7% ринку. Решта залишається за ПАТ «Укрнафта».

Попри складнощі, пов’язані з низькими цінами на сировину минулого року, так, наприклад, за 2020 рік ДТЕК Нафтогаз видобув 1,84 млрд м³ природного газу, що на 11% перевищило показник попереднього року і стало новим рекордом як для компанії, так і всього сектору приватного газовидобутку України. Водночас, Група «Нафтогаз» у 2020 році видобула 13,45 млрд м³ товарного газу, що на 2% більше виробничого плану і на 1% менше від показника 2019 року.

За інформацією ЗМІ приватні компанії збільшили видобуток нафти, а державні - навпаки зменшили...

Так, правда, це пов’язано зі «старінням» свердловин УГВ та технічними складностями їх обслуговування. Інтенсифікація газовидобутку в Україні в першу чергу пов’язана із залученням нових технологій буріння свердловин  та сервісного обслуговування родовищ, що розробляються ще з радянських часів.

У зв’язку з тим, що наразі приватні компанії починають виходити на проєкті потужності на ділянках, отриманих на аукціонах в минулі кілька років, а також і з тим, що таким приватним компаніям легше імплементувати нові технології у своїй  діяльності, то це і є основною причиною таких показників приватного бізнесу.

Деякі профільні експерти вважають, що для збільшення видобутку газу треба більше видавати ліцензій невеликим приватним структурам? Що скажете з цього приводу?

Газова галузь складається не тільки із видобутку газу безпосередньо на родовищі, а ще й зі збуту споживачам та його транспортування. Окрім того, як я вже зазначила вище, газовидобуток в Україні є справою, що потребує надзвичайно значних інвестицій, та потребує від компанії фінансової та виробничої стабільності.

Так, аукціонна конкуренція за право розробляти нові родовища збільшує надходження до бюджету, позитивно впливає на ринок праці, проте треба розуміти, що значні проєкти здатні  успішно реалізовувати не більше 10 великих гравців на ринку та потенційні іноземні інвестори. Тому справедливо звучатиме теза, що зростання приватного сектору буде викликане саме через інтенсифікацію газовидобутку та розвідки з боку великих гравців.

Читайте також: В Україні зміняться правила обліку газу: що це означає для споживачів

Але в Україні на ринку працюють іноземні інвестори, в т. ч. відома компанія "Бурісма" та інші. Як їхня присутність вплинула стратегічно на галузь та економіку?

По-перше, це впізнаваність на міжнародній арені. По-друге, поповнення державного бюджету.

Не варто нехтувати й досвідом, який отримують українські працівники. Ну, і робочі місця, а для добувної промисловості -  це болюча тема.

Ми живемо в глобалізованому світі, а в Україні вже не перший рік точаться дискусії щодо доцільності запровадження податку на виведений капітал замість податку на прибуток підприємств. Ці фактори змушують змінити своє бачення іноземного інвестора в Україні, який будує нові виробничі потужності, створює нові робочі місця та є соціально відповідальним. Так він поступово стає саме українською компанію, з активами та сплаченими податками тут.

Проте складно недооцінити роль технологій та бізнес-моделей, які приходять в Україну з-за кордону. Під цим я розумію і нові стандарти праці та галузевої освіти, і оцінку запасів корисних копалин, і повноцінну інтеграцію у світову економіку.

Ще одна проблема галузі так звані «сплячі ліцензії». Не так давно,  Рада  національної безпеки  і оборони Украї́ни ухвалила рішення про масштабний аудит сфери надрокористування? Що показали результати аудиту?  Хто володіє найбільшими «сплячими ліцензіями»?

Таке гостре питання давно на часі, адже зрозуміло, що економіка будь-якої країни потребує насамперед власної доступної сировини, а для цього потрібно нарощувати видобуток, а, отже, своєю чергою, потрібно нарощувати й обсяги геологічної розвідки власних родовищ, і т.д.

Тому, очевидно, РНБО в процесі підготовки своїх рішень проаналізувала відповідну інформацію та заслухала всі відповідальні за регуляцію цієї галузі органи державної влади та напрацювала таке рішення, яке надалі санкціоновано Указом Президента  №122/2021 від 25 березня 2021 року.

Найчастіше – це розробники нафтогазоносних надр. Але досі не розробляються і два родовища титану у Житомирській області – Тростянецьке і Лівобережне, дозволи на розробку яких отримані у 2013 році. Не зрозуміла ситуація  і з родовищем самородних мідних руд – Жиричі у Волинській області. Це родовище комплексне. Супутніми корисними копалинами тут є золото і срібло.

Родовище Сауляк є одним із великих родовищ Карпатської золотоносної провінції. Середній вміст золота на ньому 6-8 г/т. У розрізі родовища виявлено три рудних тіла. Перспективні ресурси оцінюються у 100 тонн.

Разом це значні ресурси, які досі залишаються у надрах, а могли б складати золотий запас країни.

Хто є «заручниками»  таких “сплячих ліцензій”  і чому?

Це не юридичний термін, закріплений на законодавчому рівні, а радше узагальнене поняття для ділянок надр, на які видані спецдозволи на видобуток, проте видобуток на таких ділянках не проводиться впродовж багатьох років. До переліку позапланових перевірок відповідно до Рішення РНБО  влітку цього року увійшли 47 спеціальних дозволів на користування нафтогазоносними надрами у Дніпропетровській, Івано-Франківській, Львівській, Харківській та Чернігівській областях.

А «заручниками» є, насамперед, держава та громадяни (оскільки надра використовуються нераціонально, економіка не отримує сировину, а бюджети - ренту за видобуток, інші прямі та непрямі фіскальні платежі, а також не розвиваються суміжні галузі та не створюються нові робочі місця і т.д.).

Варто, втім, відзначити, що подекуди «заручниками» «сплячих» ліцензій стають і самі надрокористувачі, які отримали дозвіл і мають реальні виробничі плани з видобутку, але через певні об’єктивні проблеми (наприклад, неможливість оформлення землі чи складнощі із залученням інвестицій) не можуть розпочати видобування. І виходить, що єдиний юридичний механізм для них (в умовах законодавчої заборони на продаж дозволу на надра) – це, власне, просто добровільно відмовитися від цього дозволу.

Але ж хто при цьому поверне їм не те що вже вкладені інвестиції, вартість обладнання, розробки проєкту і т.д., а хоча б сплачений платіж за видачу дозволу чи гроші за його купівлю на аукціоні? Такого механізму немає, і це проблема.

У разі ж запровадження відкритого цивілізовано врегульованого ринку спецдозволів на надра (як у практично всіх країнах, як заможних, так і тих, що розвиваються) добувна галузь оживиться та розв'яже цю свою проблему. Тому наша Асоціація і запропонувала впровадити можливість відчуження спецдозволів на надра у проєкт нового Кодексу про надра, одним із розробників якого вона виступає вже 1,5 роки, а також ми підтримуємо цей механізм у перспективному законопроєкті 4187.

Скільки втрачає бюджет країни та місцеві бюджети?

Якщо спиратися на дані надходжень державного бюджету від ренти за користування надрами, то ми можемо отримати величезну суму, яка приблизно дорівнює 15,5 млрд грн.

Згідно з даними ДНВП “Геоінформ України”, в Україні виявлено понад 20 тис. родовищ і проявів зі 117 видів мінеральної сировини, з яких близько 8,7 тис родовищ мають промислове значення. Однак освоєно з них лише 3 тис родовищ. Це близько 15% від того, що ми можемо видобувати у своїй країні. В чому причина низького освоєння родовищ?

По-перше, фінансова. Розробка родовищ коштує практично захмарно, і у перші роки ці величезні кошти мають бути вкладені у вивчення та облаштування родовища без очевидного профіту. Візьму за приклад літій. Вартість повного циклу освоєння будь-якої літієвої ділянки надр від розвідки, видобутку та збагачення корисної копалини оцінюється деякими експертами щонайменше у 150-200 млн доларів.

Розробка українських родовищ можлива лише підземним способом, що значно збільшує первинну затратну частину на освоєння таких родовищ;

Руди наших родовищ представлені переважно петалітовими, чи сподумен-петалітовими різновидами, які є важко збагачуваними.

Кожен із зазначених об’єктів вимагає проведення додаткових геологорозвідувальних робіт і оцінки ресурсів, а також запасів за міжнародними стандартами, які в Україні поки не впроваджено.

Як вплине на вітчизняну галузь введення в експлуатацію  «Північного потоку-2»?

Кардинальних змін для нашого газовидобутку не відбудеться, але необхідність додатково завантажити нашу ГТС має стати стимулом для держави зробити більше для видобутку українського газу та його можливого експорту сусідам.

Але якщо вже говорити про інфраструктурні проєкти в галузі транспортування газу, то окрім «Потоку», в Європі реалізується доволі цікава норвезько-польська ініціатива «Baltic Pipe».

Для України він може стати потенційним джерелом надходження норвезького газу через територію Польщі, якщо в майбутньому ми зможемо повноцінно інтегрувати наші газотранспортні системи.

Підписуйтесь на канал Фіртки в Telegram та читайте нас у Facebook. Цікаві та актуальні новини з першоджерел!

Читайте також:

Володимир Якубовський, IT-фахівець: «Брак кваліфікованих спеціалістів – найбільша проблема галузі»

Андрей Шептицький: історія життя бізнесмена та лідера думок Європи