Сход с пика: восстановится ли добыча нефти в России после обвала
Добыча нефти в России в 2020 году впервые за много лет сократилась. По оценке министра энергетики Александра Новака, падение по итогам года может составить 8%. Эти данные не учитывают еще и спада в добыче газоконденсата. В основном падение обусловлено участием нашей страны в сделке ОПЕК+, но есть и другие причины. В будущем возможны проблемы с выходом на докризисные уровни, так как восстановление некоторых месторождений, особенно старых, будет не самой простой задачей. В то же время опрошенные «Известиями» эксперты считают, что при возвращении мировой экономики к норме, добыча может стабилизироваться и даже увеличиться.
Во второй половине 2000-х годов в мире была популярная теория пика добычи нефти, согласно которой в скором времени производство углеводородов будет снижаться в мире вообще и в отдельных странах в частности. Не обошла она и Россию. В 2008 году вице-президент «Лукойла» Леонид Федун предсказал падение добычи с достигнутых уровней в 480–490 млн т в год.
Вид нефтегазового месторождения в Красноярском крае
Этого, однако, не произошло. С 2010 года российская «нефтянка» неустанно наращивала производство как за счет использования новых крупных месторождений, так и за счет повышения эффективности разработанных участков. Всё последнее десятилетие добыча повышалась на 1–3% ежегодно за исключением 2017 года, когда объемы производства снизились на 0,1%, то есть фактически не изменились. Интересно, что спада не произошло даже в 2014–2016 годах, когда шок с обвалом нефтяных цен был сильнейшим за всю новейшую историю (нефть подешевела примерно на $50 за баррель).
2020 год стал исключением из правила. Начало эпидемии коронавируса совпало с провалом переговоров в рамках ОПЕК+, в результате которых на время наступил «неограниченно свободный рынок» нефти в мировых масштабах, а отдельные производители, прежде всего Саудовская Аравия, еще и пытались демпинговать. Шокирующий эффект на рынках оказался слишком сильным — цены на марку Brent во второй половине апреля рухнули до $18 за баррель, а американская WTI в отдельных регионах стала стоить меньше нуля. Так что сторонам уже через месяц пришлось вновь усесться за стол переговоров. Большинство крупных производителей резко сократили добычу, в частности, Россия уменьшила производство до 9 млн баррелей — почти на полтора миллиона баррелей меньше, чем зимой 2019–2020 годов. Стоит, впрочем, отметить, что эти цифры не учитывают газоконденсат, который составляет 7–10% российской добычи и который выведен за скобки квот.
С начала следующего года взятые в результате кризиса квоты будут повышаться. Россия сможет увеличить производство примерно на 125 тыс. баррелей в январе, в дальнейшем постепенно наращивая добычу. Однако по итогам текущего года спад в производстве, по оценке Минэнерго, составит 8%, что является невиданным для страны показателем с 1990-х годов.
По словам аналитика ГК «Финам» Ивана Семченкова, беспрецедентный спад в 2020 году наблюдался по всему миру, и сделка ОПЕК+ — не единственная его причина.
— Общий спад добычи прогнозируется на уровне 8–9 млн баррелей в сутки. В 2019 году в среднем добывалось чуть больше 100 млн баррелей в сутки. Снижение действительно очень большое — настолько крупного добровольного сокращения не было за всю историю ОПЕК. Мы считаем, что столь серьезное снижение добычи было продиктовано не только сделкой, но и переполненными запасами. Дело в том, что во II квартале наблюдался крупнейший профицит на рынке нефти, и если бы страны не заключили соглашение, то случился бы коллапс, хранилища наполнились до отказа за пару месяцев и нефть пришлось бы утилизировать, сжигать или как-нибудь по-другому от нее избавляться, так как хранить ее было бы попросту негде! Коммерческие запасы на сегодня превышают 200 млн баррелей, и это после III квартала, который отличился одним из крупнейших дефицитов, запасы расходовались со скоростью около 2,5 млн баррелей в сутки.
По мнению собеседника «Известий», в I и II кварталах 2020 года произошла целая цепочка событий.
— Упал спрос, но производство всё еще держалось, так как быстро сократить его на многих месторождениях попросту невозможно. Был крупный профицит на рынке, начали копиться запасы. Всё это время падала цена, и для многих производителей стало нерентабельно добывать нефть. Началось восстановление производства наиболее дорогой нефти, добывать которую по ценам 2019 года было рентабельно, а также состоялось ограничение добычи странами ОПЕК.
— Если исключить фактор ограничения добычи в рамках сделки, то при уровне спроса и предложения 2020 года, особенно в периоды повсеместного карантина, и соответствующей им цене добыча и так бы снизилась в связи с неэффективностью, — заметила старший консультант Vygon Consulting Марина Мосоян. — Компании для выполнения условий ограничения в первую очередь останавливают добычу на активах, где разработка ведется с применением дорогостоящих технологий, отказываясь таким образом от экономически неэффективных проектов. Речь идет об активах с средней себестоимостью добычи нефти (lifting cost) свыше $12 за баррель. Поэтому, несомненно, факторов резкого изменения уровней добычи в 2020 году несколько, и все они между собой взаимосвязаны.
Резкий обвал вкупе с апокалиптическими прогнозами, связанными как с продолжением эпидемии, так и с отказом ряда стран от использования углеводородов, вызывает вопрос: а восстановится ли добыча когда-нибудь до докризисных уровней? Проблема обостряется существованием месторождений, вернуть которые к жизни после простоя может оказаться трудно. Такую опасность Иван Семченков оценивает как более чем реальную.
— Во-первых, основной риск — это упомянутые ранее старые обводненные месторождения, не факт, что дебет нефтяных скважин будет таким же, как и до остановки добычи. Соответственно, придется забросить это месторождение и списать активы. Второй риск — это замерзание скважин: многие российские месторождения нефти и газа находятся в зоне вечной мерзлоты, и остановка добычи по ним может привести к заморозке воды в стволе скважины. Глубина нефтедобывающих скважин обычно очень велика, она доходит до 1,5 км и проходит через многие талики, в которых растворы воды находятся в незамерзшем состоянии, но при попадании в ствол скважины она может замерзнуть, образуя «пробку», и дальнейшая добыча по такой скважине будет невозможной. Третий риск — это коммуникации. Здесь примерно такая же проблема, что была описана выше: в зонах Крайнего Севера обеспечение водопровода является очень сложной задачей. При прекращении использования месторождений многие коммуникации также не используются, что приводит к их замерзанию и утере.
— Потенциал увеличения добычи в будущем есть всегда — всё упирается в экономическую эффективность и целесообразность, — считает Марина Мосоян. — Конечно, существуют технологические риски, которые связаны с остановкой действующего фонда на месторождениях. Далеко не все запасы возможно будет обратно ввести в разработку, часть будет безвозвратно потеряна. Но наращивать добычу можно и нужно за счет нового бурения. А для этого необходимы благоприятные условия, как внешние — в виде соответствующего уровня спроса и цены, так и внутренние — в виде государственных стимулов, направленных на прирост дополнительной добычи. К примеру, при введении 30-процентного вычета на инвестиции дополнительная добыча нефти может составить 230 млн т за период 2023–2030 годов. При этом прирост бюджетных поступлений будет равен 2 трлн рублей.
По мнению главного аналитики ТелеТрейд Марка Гойхмана, дальнейшие перспективы нефтяной индустрии зависят от успешности борьбы с пандемией, усиления деловой активности и роста мировой экономики.
— Но спрос, вероятно, будет отставать от его динамики 2019 года. Существенного его повышения не стоит ожидать до II квартала, когда возможные позитивные результаты вакцинирования станут проявляться. Соответственно, потенциал наращивания добычи в России достаточно ограничен. Цены же при благоприятном стечении обстоятельств могут подняться во втором полугодии к рубежам выше $55–57 за баррель Brent, что в какой-то мере может компенсировать по доходам медленное восстановление добычи.
