Чому падає видобуток природного газу в Групі Нафтогаз

Питання видобутку природного газу є наріжним каменем української економіки. Щорічно країна споживає близько 30 млрд кубів газу, з яких видобуває лише 20 млрд. Імпорт цього ресурсу вимиває з країни близько $3 млрд щорічно та призводить до негативного зовнішньоторгового сальдо.

Відповідальним за нарощення видобутку є державна Група Нафтогаз. Компанія “Укргазвидобування” (УГВ), що входить в групу, видобуває близько 70% газу в країні: 14,2 млрд кубів з 20,2 млрд загального видобутку в 2020 році.

Для реалізації цієї мети були акумульовані всі можливі ресурси. В 2016 році в рази була підвищена пільгова ціна газу для населення для реалізації Програми з нарощення газовидобутку “20/20” (20 млрд кубів в 2020 році).

Проведена дерегуляція законодавства. В Нафтогазі реалізована реформа корпоративного управління, що вивела заробітні плати менеджерів державного монополіста на рівень, що перевищує європейський.

Але об’єми видобутку УГВ стають все меншими і меншими. Чому?

Як видобуток зростав на папері

УГВ у січні-червні 2021 року скоротило видобуток газу на 5,3% або 0,38 млрд куб. м — до рівня 6,8 млрд куб. м.

При цьому, відпуск товарного газу, тобто газу, що йде на потреби населення, за 6 місяців 2021 року зменшився на 5,3% або 0,36 млрд куб. м — до 6,4 млрд куб. м.

При збереженні динаміки першого півріччя, державна компанія вийде на річний рівень видобутку 12,8 млрд кубів. Це відповідає об’ємам 2015 року — історичного мінімуму, що був викликаний виробничими аваріями і втратою активів через військові дії на сході країни.

Видобуток газу має часову інертність. Так, газ з нових родовищ можна отримати через 3-4 роки після початку робіт на ділянках.

Подібну залежність можна простежити і в зворотному напрямку. Причини падіння видобутку необхідно шукати за декілька років, що передували початку істотного падіння. Автор переконаний, що роком “зламу” динаміки на збільшення видобутку був 2018.

На той час УГВ очолював Олег Прохоренко. Втім, вже в березні 2019 року Нафтогаз розірвав з ним контракт.

В 2018 році УГВ прозвітувало про рекордний обсяг видобутого газу за останні 25 років — 15,5 млрд кубів.

Проте, ця цифра викликала сумнів в експертних колах. Адже в той самий рік компанія показала виробничо-технологічні витрати (ВТВ) на рівні 1,5 млрд куб. м. Ці показники є абсолютно нереальними. Навіть в умовах збільшення кількості операцій з інтенсифікації.

Зокрема, багаторічний керівник УГВ Ілля Рибчич заявив, що ВТВ газу в УГВ мали б скласти 0,55 млрд куб. м.

“Поясню на простому прикладі, щоб усі зрозуміли, скільки це — 1,5 млрд куб. м газу. Сьогодні в місяць УГВ видобуває 1,25 млрд куб. м. Отже, це означає, що всі 2,5 тис. свердловин компанії пустили на факели і вони цілий місяць горіли десь там в полях”, - розповідав Рибчич.

В свою чергу, товарний газ був отриманий в обсязі 13,8 млрд куб. м проти 13,9 млрд в 2017 році. Це означало, що ніякого рекорду не було.

Щодо цифри в 1,5 млрд куб м витрат розпочались широкі дискусії. У січні 2019 року на прес-конференції автор запитав у голови “Нафтогазу” Андрія Коболєва щодо причин таких великих ВТВ.

На це Коболєв відповів, що для нього це також загадка. Було розпочато внутрішнє розслідування, про яке було відзвітовано у липні 2019 року.

За його результатами голова дивізіону “Інтегрований Газ” Андрій Фаворов визнав маніпуляції з ВТВ зі сторони менеджерів компанії. Проте заявив, що відповідальні люди звільненні, “лавочка закрита”.

Після цього скандалу, компанія у публічній комунікації показувала весь видобуток у “товарному” вимірі.

Проте, видобуток не падає через маніпуляції на папері. Падіння можливе через природний фактор, наприклад, виснаження родовищ, або техногенний, тобто пов’язаний із впливом людини.

Так, це може бути застосування неправильних технологій інтенсифікації, наприклад проведення гідророзривів пласту (ГРП) без відповідної підготовки і схвалення геологів. Або, наприклад, виведення свердловинного фонду на технологічні режими “на виснаження”.

Це, як каже нинішній голова Нафтогазу Юрій Вітренко є “хижацьким” способом видобутку. Він дає тимчасовий приріст об’ємів видобутку. Але призводить до дуже швидкого заводнення свердловин, що унеможливлює їх подальшу експлуатацію.

В перших числах січня 2019 року спостерігалось аномальне зниження добового видобутку. Падіння розпочалось в перший день, після завершення звітного періоду.

Так, ще 30 грудня видобуток був на рівні 43,7 млн кубів на добу. А вже з 1 січня впав до 43 млн кубів. Це є індикатором того, що на свердловинному фонді відповідальні особи спочатку дочекались закриття звітного періоду аби показати “рекорд”, а потім просто “закрили” вентилі, аби ще більше не руйнувати свердловинний фонд.

Згодом почались процеси прогресуючого заводнення на зрілих родовищах. Вже після завершення трудових відносин з “Нафтогазом”, екс-голова профільного дивізіону Фаворов публічно підтвердив, що ціла низка родовищ фактично була знищена через дії менеджерів УГВ.

Чому стала можлива ситуація при якій УГВ фактично може “малювати” об’єми витрат, підмінюючи реальні результати “паперовими рекордами”? Хіба не існує контролю обліку?

Так, його фактично не існує через зміни 2017 року у регулюванні цього сегменту.

Проблема ВТВ

Для більшості компаній приватного сектору, проблема регулювання ВТВ виникла раптово.

У 2017 році до Міністерства енергетики та вугільної промисловості (Міненерговугілля), що тоді очолював Ігор Насалик, надійшли численні звернення нафтогазовидобувних компаній стосовно затвердження розмірів нормативних втрат та ВТВ під час видобування, підготовки до транспортування та транспортування вуглеводнів.

На той момент діяв Наказ Міністерства палива та енергетики від вересня 2004 року №604 про затвердження Переліку нормативних втрат і ВТВ та Порядку визначення їх розмірів.

Документ було прийнято відповідно до закону ”Про рентні платежі за нафту, природний газ і газовий конденсат”, який визначав об’єкт оподаткування та вказував, що рента сплачується з товарних об’ємів вуглеводнів за виключенням ВТВ.

А, власне, об’єм ВТВ погоджувався Мінпаливенерго за вищезазначеним Порядком визначення їх розмірів.

Це була детально прописана процедура, яка включала обов’язкову експертизу спеціалізованими установами. Зокрема, Івано-Франківським національним технічним університетом нафти та газу. Університет або сам визначав нормативні втрати і ВТВ по кожному родовищу, або надавав експертні заключення на звіти компаній що робили розрахунки самостійно. Наприклад ПАТ “Укрнафта” (НДПІ ПАТ “Укрнафта”) або АТ “Укргазвидобування” (УкрНДІгаз).

У лютому 2015 року міністр енергетики Володимир Демчишин видав Наказ №67 ”Про затвердження нормативів втрат і ВТВ для ПрАТ “Природні ресурси”.

До наказу прикріплювався додаток з нормативами втрат ПрАТ “Природні ресурси”. Потім за такою процедурою всі видобувні компанії звітували кожного року, аж до березня 2017 року, коли видобувні компанії раптово втратили можливість затверджувати свої ВТВ у міністерстві.

Проте, згідно із новим Положенням про Міненерговугілля, затвердженим постановою Кабміну №208 від 29 березня 2017 року за підписом тодішнього прем'єра Володимира Гройсмана, у Міненерговугілля вже були відсутні повноваження щодо затвердження розмірів нормативних втрат та ВТВ вуглеводнів.

Так, згідно п 252.24 Податкового кодексу у редакції станом на березень 2017 року, УГВ мусило визначати у податковій декларації податкові зобов’язання з урахуванням обсягів, визначених в актах приймання-передачі, та обсягів ВТВ, які не були об’єктом оподаткування.

Тобто, для ДПС інформація про розмір ВТВ була необхідна для контролю за правильністю визначення платниками рентної плати об’єкта оподаткування.

Проте джерела в УГВ зазначали, що дані по ВТВ не вносились у податкову декларацію і за ВТВ сплачувалась рента на загальних підставах, а потім собівартість цього газу (включаючи ренту) йшла на собівартість продукції, що зменшувало податок на прибуток.

З іншого боку, держава з “домальованого” газу отримувала більшу ренту, хоч і ціною зменшеного прибутку УГВ і відповідно податку на прибуток. Чому компанія сплачувала ренту за ВТВ? Не відомо.

Можливо через те, що не могла легітимізувати їх нормативні об’єми через правову колізію, пов’язану із відсутністю органу, що за процедурою мав повноваження для їх затвердження.

Відзначимо, що після скандалу з ВТВ, Міненерго з 2020 року знову отримала повноваження погоджувати ВТВ. Були внесені відповідні зміни у Податковий Кодекс (п. 252.24).

Наразі в Положенні вказано, що Міненерго має затвердити порядок визначення ВТВ, що випливає із листа 2020 року в.о. директора Департаменту податкового адміністрування Антона Чижа до платників ренти.

Чи працює це на практиці, невідомо. Адже не було жодного наказу Міненерго щодо погодження розмірів ВТВ газовидобувним компаніям.

Для приватних видобувних компаній діє аксіома — чим менше ВТВ, тим краще. Адже чим менше вони втрачають, тим більше продають, а значить заробляють.

Проте, в УГВ розмір ВТВ може зіграти і позитивну роль. Адже ВТВ рахується у складі валового видобутку. Чим, більше ВТВ, тим більший видобуток на папері. А чим більший видобуток, тим більше шансів отримати премію.

Ті пояснення, що надавав Андрій Фаворов на офіційній презентації не витримують критики: наприклад, було вказано, що 575 млн куб м газу у складі ВТВ були спалені на факелах через те, що компанія не встигала будувати необхідну інфраструктуру для їх підключення.

Проте, мова йде про нові свердловини, які можна без ризиків аварій глушити і чекати відповідного підключення. Але за логікою офіційної презентації, ці свердловини не глушились, а газ просто спалювався.

Проте після свого фактичного звільнення у квітні 2020 року Фаворов визнав проблеми із завищенням ВТВ в компанії.

“Коли я прийшов на роботу, я подився на втрати. Останні 10 років в УГВ втрати були на рівні 0,5 млрд куб. м. потім стрибок до 0,7 млрд кубів, потім 1,5 млрд кубів… Видобуток просто малювали. Чому? Перше — всю неефективність, всі рішення, які йшли не на користь компанії легше всього сховати туди. Просто виробляли теоретичні методології (УкрНДІгаз — автор). Наприклад була методологія обліку газу при продувках, в якій було закладено те, що ніби ми продували “трубопровід” кожен день в році, аби було куди списувати газ і газовий конденсат”, — розповів Фаворов в одному із інтерв'ю в травні 2020 року.

Без технічного аудиту діяльності, визначити точну кількість за визначенням Андрія Фаворова ”домальованих” об’ємів неможливо.

Проте “домальовування” об’ємів в ВТВ є лише одним з елементів завдяки, яким менеджери УГВ отримали можливість показувати “рекордні об’єми”.

Проблема “хижацького” видобутку

Як було зазначено, на початку 2019 року відбулось аномальне зниження видобутку.

На графіку видно “вертикальне” падіння добового видобутку одразу після останнього дня 2018 року, що в природних умовах не можливе — видобуток як росте, так і падає по пологій дузі.

Джерело: дані моніторингу добового видобутку УГВ автором

Фактично підозри у зміні експлуатаційного режиму свердловин підтвердив і Андрій Фаворов після звільнення.

“Подивіться що сталося з Тимофіївським родовищем, що сталося з Хрестищенським? Обводнили (шляхом порушення технологічних режимів — автор). Бо, газ потрібен був тепер і зараз. Це не можна пробачити, і це є “розстрільним” у любій приватній компанії”, - казав Фаворов.

Пізніше, в жовтні 2020 року це підтвердилось і в документах, складених за фактом скандальної перевірки “Нафтогазу” Держаудитслужбою.

Так, в компанії щодо причин падіння видобутку зазначили: “Важливим чинником (невиконання програми 20/20 — БЦ) є прогресуючий процес обводнення фонду свердловин на Тимофіївському, Куличихинському, Юліївському, Матвіївському, Абазівському та ін. родовищах, що за прогнозами призведе до сумарного зниження річного видобутку на 1,2 млрд куб м порівняно з аналогічним показником Стратегії 20/20”. — зазначено у Висновку на заперечення до акта ревізії.

Власне цей документ прямо демонструє причини падіння видобутку, що наразі спостерігає Україна. Проте у цьому ж документі щодо причин провалу програми 20/20, а саме в ст. 50 зазначається, що провалу 20/20 передувало “непередбачуване” обводнення родовищ.

“Недооцінка реального технічного стану успадкованого фонду свердловин при складанні Стратегії 20/20 та непередбачувані обводнення родовищ із значним рівнем видобутку та залишковими запасами”, — вказано в документі.

Для наочного прикладу фіксації порушень технологічних режимів, можна привести перевірку Держгеонадр за 1-12 жовтня 2018 року в ГПУ “Полтавагазвидобування” (філія УГВ).

Перевіряюча комісія зафіксувала, що на Котелевському родовищі у період 2017 — 2018 років у деякі місяці порушувались технологічні режими роботи свердловин. Наприклад, у квітні 2017 року видобуток конденсату при допустимому на родовищі відборі у 876 т/місяць за фактом складав 1178 т/місяць.

Або, наприклад, при перевірці ГПУ “Шебелинкагазвидобування” 12 жовтня 2018 року було зафіксовано, що показники розробки Наріжнянського родовища (НГКР) у 2017 і 2018 роках не відповідали затвердженим.

При проектних у 2017 році 160 млн кубів газу на рік, факт склав 166 млн кубів. А вже у 2018 році при проекті 53 млн кубів, факт склав 61 млн куб м. Зниження проектного видобутку склало 107 млн кубів.

На ці зауваження представники УГВ відповідали, що діють по “уточненому проекту промислової розробки”.

Чи могла держава втрутитись? Фактично, ні. Перш за все така ситуація стала можливою лише після 2017 року, коли в рамках “реформ з лібералізації” нафтогазової індустрії відбулись зміни у статтях 35 і 36 закону ”Про нафту і газ” (редакція 2015 року).

Згідно з ними, Державна служба геології і надр (Держгеонадр), ключовий орган по раціональному використанню ресурсів, була фактично виключена із переліку установ, які мають давати погодження проектів розробки.

У свою чергу погодження проектів дослідно-промислової розробки (ДПР), а також уточнених проектів ДПР здійснює Міненерго і комісія ЦКР (Центральна комісія з питань розробки — БЦ) при Міненерго, яка здійснює лише формальне погодження.

Згідно нових правил розробки родовищ, якщо протягом двох місяців центральний орган виконавчої влади (Міненерго), не розглянув запропоновані доповнення до проектів ДПР родовища, застосовується принцип мовчазної згоди (п.23 IX ).

Тобто, єдиний орган, що міг стати в опозицію, Держгеонадр, і сперечатись з проектами розробки тих чи інших родовищ, знаходиться у стані, коли “йому доводять до відома” і “не мусять погоджувати”.

У свою чергу, спеціалізована проектна установа, що розробляє проекти (УкрНДІГаз), перебуває у прямому підпорядкуванні менеджменту УГВ і Нафтогазу відповідно.

Тобто, УкрНДІгаз не є незалежним у прийнятті рішень. Це призводить, до того, що провернути схему із масштабною маніпуляцією щодо технологічних режимів роботи свердловин можна у простий і легальний спосіб. Хочеш реалізувати “хижацьку” схему видобутку? Будь ласка, роби уточнений проект в УкрНДІгаз.

Доказом “хижацького” видобутку є цифри по знеціненню свердловин.

В суми знецінення входять свердловини, по котрим відсутні плани по введенню в експлуатацію. Наприклад сухі свердловини.

В тому числі, ряд свердловин, добудова бурінням яких є недоцільною у зв’язку з несприятливими геологічними або економічними умовами. Наприклад, побудували дороги, бурову площадку підвели комунікації, тобто витратили кошти, а потім зробили додаткові розрахунки і передумали бурити.

Левова частина знецінення відбувається по частині свердловин, які через аварії, заводнення тощо треба фізично ліквідувати.

В практиці УГВ такі свердловини саме “знецінюють”, а не “списують”. Адже для списання необхідно пройти тривалу формальну процедуру прийняття рішення про ліквідацію та списання, включаючи фізичну ліквідацію, списання і “визначення причин і винних”.

Власне, нові “сухі” свердловини також не списують, а переводять у “спостережний фонд”, щоб не псувати статистику.

У 2017-2019 роках було знецінено (фактично списано — автор) 180 свердловин. Невідомо, яка кількість була фактично списана у 2020 році. Але якщо дивитись на суму знецінення у розмірі більше 9 млрд грн, можна зробити висновок, що їх кількість значно перевищує 100 одиниць.

Тобто, за чотири роки, компанія списала більше 300 свердловин. Варто відзначити, що у 2016 — 2020 роках компанія пробурила і ввела в експлуатацію 284 свердловини.

Це означає, що за весь період Програми 20/20 компанія не наростила свердловинний фонд, а навіть зменшила.

Іншим доказом прогресуючого процесу виведення із ладу свердловинного фонду є показники природного падіння видобутку, у складі яких компанія рахує і падіння об’ємів, що спровоковані аваріями/обводненням.

Cаме стрибок до 14% природного падіння, при нормі 7-9%, і є ключовим індикатором масового виходу із ладу свердловин на родовищах УГВ через “хижацькі режими видобутку”.

Це власне підтверджують цифри по видобутку, який на кінець 2021 року може знизитись до рівня 2015 року. В кращому випадку Україна вийде в “нуль” по об’ємам видобутого газу у паралелі “до проведення рішучих реформ” і “після проведення рішучих реформ” в рамках виконання Програми 20/20.

За підсумками 2015 — 2020 років, в рамках реформ, вона коштувала компанії, за підрахунками екс-директора з фінансових і інвестиційних питань Нафтогазу Ярослава Диковицького, близько $4,3 млрд (OPEX+CAPEX).

Питання, щодо “проблем хижацього видобутку” та “домальованих” об’ємів ВТВ, з яких сплачували ренту, варто додатково адресувати керівництву Нафтогазу. І зокрема, Юрію Вітренку, який входив до правління Нафтогазу з 2014 по травень 2020 року. В квітні 2021 року він очолив компанію. Таким чином, за останні 7 років він не працював в Нафтогазі менше року.

А також виконавчому директору з трансформації Групи Нафтогаз Отто Ватерландеру, що зараз є другою людиною в компанії.

В своїй заяві в квітні 2020 року Вітренко покладає відповідальність за зрив Програми 20/20 на голову УГВ Прохоренка і його заступника Олександра Романюка, який і зараз працює в компанії.

На останок треба зазначити, що у відсутності зростання видобутку були і причини, не пов'язані з керівництвом Нафтогазу, або УГВ.

Спецдозволи на експлуатацію родовищ для УГВ, за інформацією Нафтогазу, не видавались через корупцію в Держгеонадр. Земельні ділянки не виділялись через корупцію в Полтавській облраді. За це відповідальність несе тодішнє політичне керівництво країни.

З 2016 року УГВ витратила більше 40 млрд грн на буровий флот, буріння та інтенсифікацію видобутку, в основному зовнішніми контрагентами. Але результатом стала лише компенсація природнього падіння видобутку газу.

Проте українці втратять ще більше у довгостроковій перспективі. Бо відсутність власного газу на фоні історичного рекорду цін на газ в Європі, призведе до додаткових витрат держави на його імпорт.

І навіть якщо населення не заплатить за цей імпорт в рахунках на поставку газу, воно заплатить за нього в якості платників податків.

Володимир ДОЛЬНИК