Дефицит заказывали?

Помимо убытков кризис принес нефтяным компаниям еще один весьма неприятный сюрприз, а именно потерю запасов. Первой в этом честно призналась корпорация ExxonMobil, которая в своей отчетности сообщила, что объем ее кладовых, пригодных для добычи, может снизиться на 20% из-за падения цен на энергоресурсы. В подобной ситуации, скорее всего, оказались все крупные нефтяные гиганты мира, поскольку убытки в первом полугодии получило большинство нефтяных компаний.

Напомним, что в ExxonMobil предупредили, что если средняя стоимость, зафиксированная в 2020 году, сохранится до его завершения, определенные объемы нефти, битумов и природного газа к концу года не будут считаться разведанными запасами. Данные оценки проводятся на основе ряда факторов, в том числе капитальных расходов компании, стадии разработки месторождений, а также цен на энергоносители. В ExxonMobil предполагают, что сокращение разведанных запасов корпорации может составить примерно 20% от 22,4 млрд баррелей нефтяного эквивалента.

Скорее всего, данный опыт прогнозирования можно смело распространять на всю мировую нефтегазовую отрасль. Saudi Aramco сообщила, что ожидает сокращение капитальных затрат в 2021 году на $40-45 млрд относительно предыдущего прогноза. Крупнейшие нефтяные компании мира, такие как BP, Shell, Total и ConocoPhillips, уже решили отложить масштабные инвестиции в новые нефтедобывающие проекты.

Многие аналитики нефтегазового рынка, как и сами нефтяные компании, уже прогнозируют период дефицита предложения. Например, Total считает, что слабость инвестиций в углеводородный сектор с 2015 года, усиленная кризисом в экономики 2020 года, приведет к 2025 году к недостаточным мировым производственным мощностям. Согласно ранее опубликованному отчету JPMorgan, переизбыток нефти на рынке превратится в «фундаментальный дефицит предложения», который, как ожидается, возникнет в 2022 году и может составить 6,8 млн б/с к 2025 году.

Российские эксперты пока прогнозируют только серьезный спад инвестиций в нефтегазовый сектор и, как следствие, ухудшение состояния ресурсной базы с последующим очередным ценовым циклом.

Резать начнут реальные проекты

Старший аналитик по нефтегазовому сектору Центра энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО Екатерина Грушевенко в своем комментарии отметила, что снижение рентабельных запасов нефти связано со снижением цен на нефть, а также с урезанием инвестиций в добычу: «Важно отметить, что урезание бюджетов будет осуществляться за счет отмены или переноса реальных проектов, поскольку практически весь потенциал по снижению издержек уже был реализован в предыдущее снижение цен 2014–2016 гг., и компании вряд ли смогут повторить этот подвиг. В целом по сектору в 2020 г. ожидается сокращение инвестиций как минимум на 20-25%, причем в отдельных странах, например, в США, оно может достигать 40-60%. Это коснется и российских компаний, многие из них (ЛУКОЙЛ, „Газпром нефть“, „Роснефть“ и др.) объявили о сокращении своих инвестпрограмм в 2020 году. Сокращение инвестиций может усугубить состояние ресурсной базы», — рассказала эксперт.

Вместе с тем она отметила, что основной удар и сокращение капвложений ожидает независимые малые и средние нефтяные компании, не имеющие серьезных финансовых резервов.

«У национальных компаний с государственным участием, напротив, есть хорошие перспективы добиться господдержки и за счет этого поддержать в определенной мере инвестиционную активность», — пояснила Грушевенко.

Она также напомнила, что, по оценкам МЭА, сейчас динамика снижения инвестиций похожа на динамику 2015–2016 гг., и в целом за период 2020–2021 гг. инвестиции могут сократиться на 45%: с $505 млрд в 2019 г. до $280 млрд к 2021 г. Это станет самым низким показателем за последние 10 лет:

«Такая динамика инвестиций означает, что уже к 2024 г., когда спрос должен восстановиться, отрасль может столкнуться с кризисом недоинвестирования, что, в свою очередь, может привести к очередному ценовому циклу на рынке»,

— резюмировала эксперт.

Пострадают все!

Директор по разведке и добыче нефти и газа VYGON Consulting Сергей Клубков пояснил, что большинство компаний в мире публикуют свои запасы по стандартам SEC и PRMS. «Данные стандарты основаны на понятии „рентабельности запасов“ при существующих технологиях и текущих ценах на углеводороды. Очевидно, что долгосрочное снижение цены на нефть приведет к нерентабельности части запасов и, как следствие, к снижению общей величины рентабельных запасов», — заметил эксперт.

Отвечая на вопрос, какие компании и в каких регионах мира могут пострадать больше всего, он указал, что пострадают все компании без исключения: «Наибольший урон от снижения цен получат те из них, в портфеле которых присутствует значительная доля активов с высокой себестоимостью разработки и добычи (сланцевые нефть и газ, нефтяные сланцы, битуминозные пески, тяжелые нефти, шельф), а прекратят свою деятельность те, у которых цена „отсечения“ выше рыночных цен на добываемую продукцию. К основным регионам с высокой себестоимостью добычи относятся США (Gulf of Mexico, Bakken, Eagle Ford, Barnet, Haynesville, Fayetteville, Marcellus), Канада (Альберта), Венесуэла (пояс Ориноко), Мексика (залив Кампече), Китай (Джимсар), Аргентина (формация Vaca Muerta)», — рассказал эксперт.

Стоит отметить, что в России состояние минерально-сырьевой базы год от года ухудшалось даже без кризиса.

Однако до сих пор остается не ясным, насколько в этом виновато исчерпание ресурсов, а насколько — нехватка средств в отечественной геологоразведке, а также чрезмерное налоговое давление на отрасль.

Минприроды: подсчитали — прослезились

Согласно данным Минприроды, которые цитирует «Интерфакс», за первую половину 2020 года в России удалось найти и поставить на государственный баланс 11 новых месторождений углеводородного сырья, причем объем запасов этих месторождений составил всего 30 млн тонн. Это в 9 раз меньше, чем было добыто за тот же период (около 270 млн тонн). Из всех залежей подавляющее большинство относятся к категории мелких и очень мелких. Лишь одно месторождение по категориям А, В1, С1 является «средним». Это Новоогненное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе, об открытии которого объявила «Роснефть». В прошлом году поставили на баланс 59 месторождений, и все они относились категории «мелких».

Счетная палата РФ в своем докладе о состоянии минерально-сырьевой базы сообщает, что в среднем новыми открытиями компенсируется не более 25% выбывающих запасов нефти.

Кроме того, значительная часть открытий, о которых рапортуют сырьевые компании и которые регистрирует государство, оказываются «фейковыми» и не подтверждаются в результате переоценки, разведки и добычи.

В сумме с 2016 года были признаны не существующими в реальности запасы нефти и конденсата на 2,278 млрд тонн, что составляет почти пять годовых объемов добычи. За тот же период по причине неподтверждения пришлось списать 6,041 трлн кубометров газа — более девяти годовых объемов добычи, подсчитали в Счетной палате.

Ведомство констатировало, что эффективность геологоразведочных работ, которые выполняются за счет бюджета, необоснованно завышается: в экономически доступные запасы переводятся прогнозные ресурсы с вероятностью подтверждения 25-35% и ниже.

Напомним, что в 2019 году была проведена инвентаризация на 609 действующих месторождениях (из 2700) с суммарным объемом запасов 17 млрд тонн (из 28,9 млрд тонн), что составляет около 60% всей извлекаемой нефти России. Учитывались только месторождения с запасами более 5 млн тонн. Не исследовались месторождения, имеющие стратегическое значение, например, крупнейшее в России Самотлорское. Также не оценивались участки со специальными налоговыми режимами и льготами. Предварительные итоги подводились из расчета, что баррель нефти Urals стоит $69, а доллар — 63 рубля. По предварительным результатам только 11,5 млрд тонн или 67% извлекаемых запасов являются рентабельными для добычи.

Сейчас, как пишет «Российская газета», Минприроды совместно с Минэнерго проводит второй этап инвентаризации с учетом изменившейся конъюнктуры рынка. Согласно «Стратегии развития минерально-сырьевой базы РФ», до критической точки сокращения российской добычи остается около 7 лет. В Минэнерго считают, что, начиная с 2025 года, фонд действующих месторождений перестанет справляться с нагрузкой, к 2035 году объем производства может упасть практически вдвое — с нынешних 553 млн тонн в год (11,4 млн баррелей в день) до 310 млн тонн (6,3 млн баррелей в день).

Особенно остро проблема стоит в Западной Сибири, которая сейчас дает каждый второй баррель, извлекаемый из недр. В 2018 году глава Минэнерго Александр Новак говорил, что если ничего не предпринимать, в пессимистичном сценарии спад там будет более чем двукратным — с 330 до 146 млн тонн в год.

Постановка на баланс требует средств

Екатерина Грушевенко считает, что в последние годы доля высококачественных запасов нефти в России неуклонно снижается. На это указывает и состав доказанных запасов: из 15 млрд т уже две трети (10 млрд т) классифицируются как трудноизвлекаемые запасы (высоковязкие нефти, труднопроницаемые коллектора, арктический и глубоководный шельф). Большинство новых месторождений мелкие и находятся далеко от инфраструктуры, поэтому рентабельность их добычи, особенно при небольших запасах, может быть отрицательной: «Постановка на баланс новых запасов требует дополнительных инвестиций, но при текущей ценовой конъюнктуре она становится затруднительной. Так, в 2019 г. отрасль впервые за 14 лет продемонстрировала отрицательное воспроизводство запасов относительно добычи — минус 2,2 млн т», — сообщила в своем комментарии эксперт.

Стране нужны рентабельные запасы

Генеральный директор ФБУ «ГКЗ» (Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых) Игорь Шпуров, напротив, уточнил, что простое воспроизводство нефтяных запасов в 2019 году было: «Простое воспроизводство есть, и это хороший результат. Всего по стране суммарных запасов порядка 29 млрд т. Они пополняются каждый год. Компании стараются полностью воспроизводить свою добычу», — заметил эксперт в интервью «НиК».

Он также напомнил, что нефть относится к невозобновляемым источникам, поэтому для поддержания добычи в стране на текущем уровне необходимо открывать новые и желательно крупные месторождения, а для этого нужны новые технологии в геологоразведке, выходы на новые районы. Все это требует больших инвестиций: «Запасы нужны те, которые компании смогут рентабельно добывать, то есть нужны экономически эффективные запасы. Запасы любой ценой — это не та цель, к которой стремятся компании и государство.

Сегодня открытые запасы составляют примерно 50% от ресурсов. То есть потенциал очень большой.

Вопрос в технологиях, которые применяются в геологоразведке, и в том, чтобы не просто открывать ради открытий, а чтобы они были востребованы», — пояснил Шпуров.

Отвечая на вопрос, почему данные Счетной палаты свидетельствуют, что значительная часть открытий не подтверждается в результате переоценки, разведки и добычи, эксперт напомнил, что запасы имеют разную степень подтверждаемости: «Есть так называемые доказанные запасы категории А, В1, С1. У них подтверждаемость минимум 90%. Есть категория предварительно оцененных — это категория В2 и С2. По статистике, подтверждаемость таких запасов примерно 50%. Доказанные запасы все подтверждаются, возможно, речь идет о предварительно оцененных запасах, которые в процессе разбуривания уточняются», — пояснил Шпуров.

Касаясь информации о том, что в среднем новыми открытиями компенсируется не более 25% выбывающих из-за добычи запасов нефти, он отметил, что это правда, если итоги подводятся за один год: «Так как львиную долю ежегодного прироста запасов обеспечивает проведение геологоразведки на уже открытых один-два-десять лет назад месторождениях. Это рациональный способ недропользования и десятилетиями сложившаяся этапность изучения месторождений (поиск, открытие, разведка, ввод в разработку). Новые месторождения — это большой риск. Он колеблется от 25 до 75%. В половине случае поисковые скважины сухие и не подтверждаются. Но после подтверждения факта открытия месторождения риск неподтверждения запасов существенно снижается: на этапе разведки до 30-50%, а если проводить доразведку на тех месторождениях, которые уже в разработке, то успешность таких работ достигает 75%», — указал Шпуров.

Программы ГРР под оптимизацией

Сергей Клубков заметил, что российские компании — не исключение из общемировой тенденции, поэтому снижение цен на нефть также приведет к снижению сокращению их рентабельных запасов. Однако это снижение будет не драматичным. «Как известно, при изменении цены на нефть соответствующим образом корректируется курс рубля, что позволяет поддерживать баланс между уровнем цен и себестоимостью добычи.

В ситуации с восполнением запасов свою специфику добавляет и неоптимальный налоговый режим добычи нефти, позволяющий государству изымать в среднем 60% от цены реализации, тем самым увеличивая долю нерентабельных запасов при низких ценах»,

— пояснил эксперт.

Отвечая на вопрос, с чем связано уменьшение разведанных запасов нефти в РФ, он заметил, что нужно отметить несколько факторов: «Во-первых, разведанность нефтегазовых регионов России находится на высоком уровне, и основная доля прироста запасов относится к доразведке ранее открытых месторождений. Во-вторых, в условиях низких цен на нефть компании сокращают затраты, и одними из первых под оптимизацию попадают программы ГРР. В-третьих, значительное сокращение добычи нефти в 2020–2021 гг., продиктованное соглашением ОПЕК+, приводит к снижению целевых показателей прироста запасов для обеспечения коэффициента их восполнения запасов (хотя бы на уровне не менее 100%)», — рассказал Клубков.

Резюмируя все выше сказанное, стоит отметить, что правительству, которое постоянно усиливает налоговое давление на нефтегазовую отрасль, стоит уже определиться с тем, как оно видит будущее российское нефтедобычи. Растущая фискальная нагрузка не может улучшить структуру запасов, а вот привести к сокращению налогооблагаемой базы за счет уменьшение добычи — в состоянии.

Екатерина Вадимова