По нашей оценке, квота России в сокращении добычи составит около 46 млн т в 2020 году и около 38 млн т в 2021 г. Основным сценарием, который сейчас обсуждается Минэнерго России и компаниями, является «добровольное» пропорциональное снижение для всех без исключения. Следует подчеркнуть, что даже проекты СРП попадут под квоты, хотя по условиям данных соглашений участникам гарантирована защита инвестиций и компенсация убытков при ухудшении их положения или режима реализации проекта. Такого прецедента раньше не было.
В этих, мягко говоря, непростых условиях властям и российским нефтедобытчикам важно найти такое решение, которое позволит минимизировать потери. Для этого было бы правильно под эгидой профильных ФОИВ (Минэнерго России и Минприроды России) провести оперативный отраслевой анализ технологической и экономической эффективности отключения скважин, а также оценку возможности их обратного ввода. У компаний активы разного качества, и пропорциональное распределение квоты по сокращению добычи может привести к безвозвратным потерям фонда скважин. Важно оценить технологические возможности для каждого предприятия и определить, как компании, не участвующие в сокращении, будут компенсировать другим участникам свои квоты снижения добычи.
Российские нефтедобывающие компании ожидали решения ОПЕК+ по снижению добычи, но вряд ли предвидели такой масштаб. Поэтому объем работы по поиску оптимальных решений сокращения в каждой компании сейчас значительно увеличен. Если добычу снизят пропорционально для всех игроков, то может возникнуть риск банкротства значительной доли малых нефтедобывающих компаний России, на которых проходится около 3% годового производства (без учета «Иркутской нефтяной компании»). У них нет такого простора в выборе проектов для оптимизации, как у «крупных», а для некоторых весь их актив может составлять всего несколько скважин. То есть, вероятен сценарий естественного снижения добычи на 2-3% в год только за счет выбытия с рынка части «малых». Таким образом, в кратчайшие сроки (1-2 года) может сформироваться, по сути, олигопольный нефтяной рынок, на котором будут присутствовать 10-15 компаний. С точки зрения развития конкуренции это негативный сценарий.
Безусловно, компаниям необходимо безотлагательно начинать работу по оценке действующего фонда скважин и выбору скважин-кандидатов под остановку для сокращения добычи в 2020 г. Для оценки потенциала сокращения 2021-2022 гг. дополнительно к оценке эффективности эксплуатационных скважин базового фонда нужно определить уровень сокращения ввода из бурения новых скважин и боковых стволов. То есть, в 2020 г. эффективное снижение добычи будет полностью зависеть от способности компаний управлять своим действующим эксплуатационном фондом скважин. Потребуется точечная (поскважинная) оптимизация фонда, приоритизация скважин по экономической эффективности с учетом минимизации технологических рисков их последующего вывода из консервации. Сейчас все крупнейшие российские компании оказались примерно в одинаковых условиях и в лучшем положении окажутся те, кто оперативно внедрит технико-экономическую оценку каждой скважины базового и нового фондов.
Также надо отметить, что сокращение базового фонда скважин и оптимизация программ бурения напрямую отразятся на рынке нефтесервисных услуг (в первую очередь таких как ПРС, КРС, обслуживание УЭЦН, а также бурение, MWD/LWD, ГРП и МГРП). Больше всех пострадают независимые нефтесервисные компании, которые в отличие от внутрикорпоративного нефтесервиса не имеют возможности опереться на заказчика в лице головной компании и переждать таким образом турбулентность.
В случае восстановления нефтяного рынка нефтедобывающие компании могут пересмотреть свои проекты в сторону увеличения инвестиций в расконсервацию скважин и ускорение темпов бурения. Конечно, будет определенный инерционный лаг, т.к. нужно время на принятие оптимальных решений и их реализацию.
Согласно действующим Правилам разработки месторождений углеводородного сырья (приказ Минприроды России №356 от 14.06.2016 г.) осуществляется контроль за отклонениями от утвержденных (проектных) значений по количеству ввода новых скважин, количеству эксплуатационных скважин действующего и бездействующего фонда и контроль за отклонениями от утвержденных уровней добычи УВС. Кроме того, отклонение от утвержденных уровней добычи контролируется Правилами охраны недр. Поэтому предстоящее сокращение добычи неизбежно повлечет за собой нарушение обязательств по всем вышеуказанным контролируемым показателям для большинства недропользователей и, соответственно, невыполнение требований Правил разработки и Правил охраны недр. А это в свою очередь приведет к необходимости переутверждения проектных документов.
В настоящее время в рамках выполнения соглашения ОПЕК+ с компаниями обсуждаются дополнения к техническим схемам и проектам разработки по упрощенной процедуре. Речь идет о предоставлении на экспертизу одного варианта разработки для эксплуатационных объектов, по которым будет происходить отклонение показателей разработки от утвержденных. Такое решение позволит недропользователям сократить объем колоссальной работы - от подготовки обновленных гидродинамических моделей до оценки экономических показателей и прохождения всей процедуры экспертизы в ФБУ «ГКЗ» и ЦКР Роснедра.
Катастрофическое сокращение спроса на нефть (в первую очередь, как следствие пандемии COVID-19) в I квартале и ожидающееся во II квартале 2020 г. уже привело к затовариванию рынков. Может оказаться, что решение ОПЕК+ о радикальном снижении добычи будет не последним. В этих условиях каждой российской нефтедобывающей компании необходимо пересмотреть свои подходы к стратегическому планированию и иметь две стратегии развития: стратегию естественного роста и стратегию ограничения добычи. Причем обе этих стратегии должны подстраиваться одна под другую в зависимости от ситуации на рынке.
Российской нефтяной отрасли следует вынести один большой урок – компании должны быть всегда готовы к подобным «неожиданным» решениям. Для этого необходимо более глубоко погружаться в вопросы технологической и экономической эффективности разработки месторождений: обязательно наличие постоянно действующих ГДМ, взаимоувязанных с экономическими моделями оценки эффективности единичных скважин.
Сергей Клубков, к.э.н, директор по разведке и добыче нефти и газа VYGON Consulting