Сланцевую нефть ждут «непонятные» времена

За последние 15 лет в мировой системе нефтедобычи произошли серьезные изменения, связанные, прежде всего, с появлением новых технологий добычи сланцевой нефти. СМИ сразу же окрестили это явление не иначе, как «сланцевая революция».

Кризис сланцевой революции

Главными «революционерами» выступили США, добившиеся выдающихся результатов. В 2005-2010 гг. США и – в меньшей степени – Канада активно наращивали добычу сланцевой нефти. В 2011 г. ее производство этими странами достигло 1 млн баррелей в сутки (б/с), в 2012 г. – 2 млн б/с, в 2013 г. – 3 млн б/с, а в начале 2014 г. превысило 3,5 млн б/с, это примерно 4,3% мировой добычи всех типов нефти.

После интенсивного роста в отрасли возник кризис, что связано с падением цен на нефть с середины 2015 г. ($140 за баррель) по середину 2016 г. ($35 за баррель).

Кроме того, у сланцевой добычи оказался существенный минус: в районе Баккеновской формации 38-процентный ежегодный спад производства в существующих скважинах; подавляющая часть добычи (68% в первой половине 2012 г.) приходилась на скважины, пробуренные за предшествующие полтора года.

Поддержание уровня добычи только из баккеновских сланцев требовало бурения астрономического количества скважин (около 1500 в год) при колоссальных капитальных затратах ($17-18 млрд в год). Капитальные издержки 35 проанализированных компаний составили $50 за баррель, при том что выручка за баррель составила лишь $51,5. В 2012 г. ежегодные капитальные затраты в $42 млрд произвели сланцевого газа лишь на $33 млрд, поставив добывающие компании в трудное финансовое положение.

Пока территорию «столбили» первопроходцы, почти все обходилось дешево – лицензии на добычу, аренда земельных участков, обеспечение расходными материалами (в первую очередь водой), сброс отработанной жидкости (технология гидроразрыва – весьма грязное дело). Себестоимость добычи держалась на уровне $55 за баррель.

Однако по мере роста добычи цены на все стали неуклонно повышаться, в итоге подвинув себестоимость до отметки $90.

Сказывались и другие обратные стороны добычи. В обычном случае достаточно пробурить скважину до нефтеносного пласта – и греби деньги лопатой. Здесь после гидроразрыва скважина фонтанирует около полутора лет, в лучшем случае – трех, потом дебит резко падает. Еще 2-3 года его можно поддерживать искусственно, а дальше нужно опять бурить.

Но на волне первого успеха инвесторы стали выстраиваться в очередь, с удовольствием кредитуя нефтедобытчиков под будущую прибыль. Биржевая цена «под $140» за баррель окупала все, а полыхавшая «арабская весна» обещала сильно сократить добычу на Ближнем Востоке, тем самым обеспечив США возможность заместить арабов в статусе ведущего поставщика нефти.

«Внезапно» выяснилось, что примерно треть объемов торговли нефтью обеспечивается не промышленностью, а инвестиционными компаниями, покупающими нефть с целью спекуляции. Оглашение «начала суперцикла» привело их к мысли о выгодности перекладывания в нефть капиталов из областей, доходы давать переставших. Это продолжало стимулировать дальнейший рост цен, тогда как фактический рост объемов потребления заметно притормозился.

Когда аналитики заметили, что рост закончился, началось бегство инвесторов. На рынке мгновенно возник значительный избыток предложений; цены рухнули, в течение полугода скатившись до $45. Некоторое время добытчики закрывали выработанные скважины, консервировали те, где дебит существенно упал, отказывались от модернизации уже пробитых, пытаясь выживать на пробитии новых. Но оборотный капитал быстро заканчивался, убытки лавинообразно росли.

Начался крах, затронувший не только добытчиков, но и отрасль в целом – от сервиса буровых до перевозчиков и банковского сектора, вкладывавшего деньги.

Смерть пациента была лишь клинической

Выживанию помогли три причины. Во-первых, кризис стряхнул с цен спекулятивную накипь, вернув себестоимость добычи к $55-57. Во-вторых, когда сильнейшие поглощали слабых, физические активы (скважины, участки, лицензии) переуступались с очень большими скидками: некоторые сделки обеспечивали новым владельцам до 70-75% экономии. Они получали уже готовые работающие и законсервированные скважины со всей инфраструктурой за треть, а то и за четверть цены, да еще зачастую без долговой нагрузки прежнего владельца.

В результате средняя себестоимость в отрасли сползла даже ниже $48, что позволило выжившим захеджировать риски на цене $52 за баррель – в основном путем подписания с покупателями твердых долгосрочных контрактов на гарантированные объемы с включением в схему страховых компаний.

Это позволило стабилизировать денежный поток и успокоить все переменные в сложной нефтяной бизнес-модели.

Нефтяники сумели пережить год самых низких цен (середина 2016 – середина 2017 г.), после чего нефть снова поднялась до $60 и поползла вверх дальше. Правда, сполна воспользоваться конъюнктурой выжившие не смогли. Практически все объемы добычи оказались законтрактованы (в ряде случаев до 2023-2025 гг.), а денежный поток массово наращивать добычу не позволял.

Но сказался третий фактор – политика Дональда Трампа. Нефтяные корпорации потому и называются транснациональными, что работают вне зависимости от принадлежности конкретных участков. Пока услуги требовались в России, Иране, на Ближнем Востоке, в Африке и Латинской Америке, развитие добычи в США их не интересовало по причине более низкой рентабельности.

Развязанная Трампом жесткая санкционная война вариантов не оставила.

Помогать добыче Ирана нельзя – санкции и штрафы из-за выхода Вашингтона из «ядерной сделки». Помогать России (Восточная Сибирь, Дальний Восток, Северный Ледовитый океан) нельзя из-за санкций «за Крым и Украину». С Китаем тоже все сложно. Тут-то взоры ExxonMobil и Chevron и обратились к возрождающимся американским сланцам... Но Permian и Bakken уже давно разобраны. Marcellus пока слишком сложен для разработки, техасский Eagle Ford из-за потепления столкнулся с острым дефицитом воды.

В результате осталось ранее слабо разрабатывавшееся месторождение Niobrara в Вайоминге, в первую очередь его северная часть – Powder River – с глубиной залегания пластов около 1200 метров. Там еще остаются дешевые земли, доступные ресурсы и, самое главное, свободные трубопроводные мощности. Последнее важно тем, что в основных регионах добычи пропускная способность близка к исчерпанию, что становится естественным препятствием дальнейшему наращиванию добычи.

Вторая сланцевая волна

С весны 2017 г. США стали наращивать объемы добычи. Трамп не только расконсервировал старые запасы, но и отменил запрет на добычу на шельфе, введенный Бараком Обамой. В результате по общему объему добычи нефти США вышли на планку 10 млн б/с, вплотную приблизившись к лидерам – Саудовской Аравии (10,6 млн б/с) и России (11 млн б/с).

Трамп радует нацию тем, что 10 лет назад Америка покрывала импортом 60% своего потребления, тогда как в I квартале 2018 г. ей требовалось всего 20%. Гораздо более важным вопросом становятся дальнейшие перспективы формирующегося тренда, уже получившего у специалистов неофициальное наименование «второй сланцевой волны».

В ближайшие 2 года американская сланцевая добыча имеет шанс вырасти еще – от 0,9 (худший сценарий) до 1,6-1,8 (лучший сценарий) б/с, подняв США на позицию ведущего нефтедобытчика планеты. С этого момента начинается большая и серьезная неопределенность.

Падение цен неизбежно

Излишек рыночного предложения после ценового краха 2014 г. был компенсирован согласованным снижением добычи в странах ОПЕК и подписавшей с ними соглашение России (так называемый ОПЕК+). В результате удалось создать некоторый дефицит, плюс к тому мировая экономика сумела адаптироваться к последствиям санкционной войны 2014-2015 гг., что в сумме вернуло нефтяные котировки на траекторию роста. Призом за приложенные усилия как раз и является нынешнее пиковое значение $80.

Такой уровень уже формирует существенный положительный денежный поток для американских сланцевиков, что снова открывает им двери в инвестиционные фонды. К тому же ExxonMobil и Chevron обладают собственными солидными запасами ликвидности, которые они могут направить на расширение добычи. Помимо этого, нефть опять приобретает привлекательность для финансовых спекулянтов.

Это создает основания для перспективы терминальной фазы предыдущего цикла, так как темпы потребления нефти промышленностью практически не изменились, а значит, через какое-то время аналитики осознают, что добыча их слишком сильно обгоняет, и... «все будет как всегда». Остается лишь понять – когда. Ответ зависит от ОПЕК+ и санкций против Ирана.

Если участники ОПЕК+ продолжат придерживаться политики сдерживания добычи, новый сланцевый бум в США при текущих темпах аналитики ждут в 2021-2022 гг.

Если Россия и Саудовская Аравия не станут смотреть, как Вашингтон нагло отнимает увеличивающуюся часть созданного их усилиями пирога, и от соглашения откажутся, то, вероятнее всего, избыток предложения окажется критичным уже во второй половине 2019 г.

Справедливости ради следует сказать, что уравнение это одним фактором не ограничивается. Сыграют результаты конкуренции между Россией и США в Азии, прежде всего в Китае и Индии, куда Москва активно перенаправляет дешевую и легкую нефть Сибири и новых месторождений Дальнего Востока.

Мировой рынок – это не столько общая абстракция, сколько конкретные ключевые потребители, а именно с ними Трамп развязал жестокую санкционную войну, тем самым открыв для России хорошие перспективы.

В результате может оказаться, что расширение сланцевой добычи создаст фатальный излишек не столько на всем мировом рынке, сколько в первую очередь на рынке США.

Не стоит забывать, что, когда цены растут, потребители стараются страховаться длинными постоянными контрактами с фиксированной ценой. А значит, когда цены начнут падать, российское и саудовское предложение еще довольно долго сможет оставаться более выгодным хотя бы потому, что благодаря преимуществу в себестоимости страны смогут давать скидку от контракта для сохранения объемов сбыта.

Алексей Сергеев,

директор Департамента оценки и консультационных услуг российского офиса оценочной компании Swiss Appraisal