Коммерсант. Деньги: видобуток нафти й газу в Росії падатиме

Все про економіку та фінанси

У найближчі роки видобуток нафти і газу в Росії може впасти на 5-6%. Якщо ж санкції проти РФ стануть жорсткішими, без західного капіталу і технологій може практично зупинитися геологорозвідка, а значить, в довгостроковій перспективі видобуток впаде ще сильніше. Про це пише журнал «Коммерсант. Деньги».

"За нашими розрахунками, зниження видобутку нафти в Росії очікувалося в 2016 році. Але ми дивимося на колег і прогнозуємо зниження видобутку вже в 2015 році, а за підсумками поточного року можна чекати нульового зростання", – заявив віце-президент ЛУКОЙЛу Леонід Федун. "У нас є завдання на цей рік скоротити капітальні витрати приблизно на $ 2 млрд", – зазначив він. ЛУКОЙЛ не потрапив під санкції США та ЄС, але західні банки скоротили кредитування російських позичальників, і в червні компанія відклала розміщення облігацій на $ 1,5 млрд.

Російські нафтові компанії знижують інвестиції, а на Заході вже готують нові санкції. 3 вересня The Financial Times опублікував дані про можливий новий пакет санкцій ЄС: передбачається і заборона фінансування держкомпаній нафтогазового сектору. Можливо, жорсткіше будуть трактуватися і поточні санкції: можуть припинитися постачання за діючими контрактами. Доведеться справлятися своїми силами.

«В розвідку з нами не підуть»

Видобуток нафти в Росії без геологорозвідки буде падати, і швидко. За даними Ernst&Young (EY), для збереження видобутку на рівні 500 млн тонн до 2035 року нові геологорозвідувальні проекти повинні забезпечувати віддачу мінімум 160 млн тонн на рік, компенсуючи зниження видобутку на старих родовищах. Для цього необхідно потроїти інвестиції в геологорозвідку. У російських компаній, за даними EY, коштів недостатньо, потрібен іноземний капітал в обсязі до $ 1,5 млрд на рік.

Потрібні також і західні технології. "Ми працюємо в основному на французькому обладнанні Sercel і частково на американському ARAM, – розповідає заступник директора з виробництва "Геотек Сейсморозвідка" Салават Заріпов. – Телеметричні системи, які випускає саратовський завод, поступаються зарубіжним за якістю і швидкістю передачі даних. Крім того, в Саратові виробляють близько 20-30 тис. телеметричних каналів на рік, тобто 30% каналів, які потрібні нам для досліджень. Якщо ми займаємо половину всього російського ринку, то в загальній складності цей завод може виробити поки лише 15% необхідного геофізичного обладнання по всій Росії. Комплектуючі на саратовському заводі теж закордонні".

При цьому пріоритет – проведення геологорозвідувальних робіт на шельфі, потенціал розвідки на суші значно менший, відзначають в EY. Тут залежність, за словами Заріпова, ще вища: "Російських аналогів американському, канадському і французькому обладнанню для морських робіт, яке застосовується на великих глибинах або в транзитних зонах, немає. Немає в країні відповідних технологій і заводів".

«Нерідні свердла»

З 2003 р. по 2013 рік обсяги експлуатаційного буріння в нафтовій галузі в РФ виросли майже в 2,5 рази, до 20,8 млн м. За останні десять років ринок нафтосервісних послуг суттєво знизився тільки в кризовому 2009 році (скорочення на 3,5%), але вже через рік обсяги буріння виросли на 17,3%. 2014-й р. ризикує стати провальним. У першій половині цього року обсяг буріння, за даними ЦДУ ПЕК, скоротився на 7% порівняно з аналогічним періодом 2013-го р.

Парк діючих бурових установок (БУ) в Росії – 1900 одиниць, з них працездатні 1500. "Велика частина БУ випущена в 1987-1992 роках і має термін експлуатації 25 років, який закінчується в наступні три-чотири роки", – вважає Азад Бабаєв, голова ради директорів холдингу "РУ-Енерджі Груп". За оцінками Союзу нафтогазопромисловців Росії (СНГП), російським сервісним компаніям тільки для підтримки поточного рівня буріння необхідно в найближчі три-чотири роки замінити 1000 БУ. Ціна заміни може скласти $ 20 млрд (середня БУ коштує приблизно 700 млн руб.). "Нам потрібна повна заміна верстатного парку, щоб тільки підтримувати (навіть не збільшувати) обсяги буріння, – говорить голова ради СНГП Юрій Шафраник. – А насправді треба в 2,5-3 рази збільшити обсяг розвідувального буріння і мінімум на 13% в рік збільшувати експлуатаційне буріння".

Російські виробники не справляються. "Уралмаш НГО Холдинг" виробляє близько 30 БУ на рік (частка компанії на російському ринку – 58%, найближчий конкурент – Волгоградський завод бурової техніки з 30%). Поки рятує імпорт. На початку 2000-х поставки імпортних БУ були одиничними, до 2006 року частка імпорту в продажах склала більше 40%, зараз – більше 70%.

Поставляють БУ близько 20 іноземних компаній (найбільші західні – німецька Bentec і румунська Upetrom). Дві третини імпорту припадає на китайські Honghua International, RG Petro-Machinery, SJ Petroleum Machinery, Hebei Haihua Development Group. Китайці освоїли виробництво ешелонних установок для кущового буріння, які раніше випускали тільки "Уралмаш" і Bentec, і надважких БУ вантажопідйомністю до 900 тонн – їх в Росії не виготовляють.

Втім, і БУ не на 100% російські. "Наше в основному "залізо", а начинка – імпортна", – відзначає Шафраник. "Вітчизняні виробники оснащують установки імпортними вузлами і системами (система верхнього приводу, очисне обладнання), аналогів яких в Росії поки немає", – погоджується представник "Уралмаш НГО Холдинг" Сергій Чирков. За оцінками одного з представників галузі, імпортні комплектуючі матеріали становлять до 60-70% вартості БУ.

«Служителі нафти»

Видобуток нафти потребує обслуговування. Це експлуатаційне буріння (28% загального обсягу ринку нафтосервісу в грошовому вираженні), капремонт свердловин (15%), насосні послуги (10%), геофізичний моніторинг свердловин (10%) і гідророзрив пласта (9%). Тут залежність від імпорту теж велика. Західні нафтосервісні компанії до останнього часу зміцнювали позиції на ринку Росії. Їх частка (в основному американські Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton) зросла з 10% в 2003 році до майже чверті в 2013-му.

Проте залежність не дуже критична. "На ринку нафтосервісів в Росії домінують вітчизняні гравці (наприклад, "Євразія" або IGSS). Саме вони займаються бурінням та іншими послугами на традиційних родовищах, які забезпечують основну частину видобутку. Великим західним нафтосервісам важко працювати в Росії в тому числі через складнощі з бюрократією та логістикою. Тому вони займаються окремими складними проектами, беруть участь в СП", – пояснює аналітик Standard&Poor`s Олена Ананкіна.

Однак не всі настільки оптимістичні. "Західні нафтосервісники переважно не продають готові продукти, фокусуючись на сервісі (каротаж, буріння). Санкції торкнуться техпідтримки обладнання та його оновлення. Це частково вирішуване [питання] в короткостроковій перспективі. У того ж Schlumberger є завод в Тюмені з виробництва перфозарядів. Але якщо це надовго (більше трьох років), то проблеми виникнуть. Більшість нових родовищ має складну геологію, для її обслуговування потрібні знання і дані, які є тільки у західних компаній. Під загрозою заміщення виснажених родовищ", – сказав на умовах анонімності представник галузі.

Деякі нафтосервісні СП можуть припинити існування. За даними S&P, швидше за все, постраждає спільне підприємство Halliburton і "Газпром буріння" (контроль над яким належить Аркадію Ротенбергу), яке підпало під санкції. На інші СП, наприклад Schlumberger з російською IGSS або Schlumberger з Лукойлом, санкції поки не впливають.

Транспортування нафти і газу – сфера, найменш залежна від імпорту. Росія – нетто-експортер труб, нафтовики в основному купують їх у російських постачальників – Трубної металургійної компанії, Об`єднаної металургійної компанії, Челябінського трубопрокатного заводу. Обсяг імпорту труб до Росії незначний (близько 70 тис. тонн щорічно).

«В санкційному залишку»

Санкції, які зачепили галузь, поки м`які. Обмеження ЄС передбачають заборону на експорт товарів і технологій для розвідки і видобутку арктичних, глибоководних і сланцевих родовищ. Визначення санкцій США більш чітке: йдеться про видобуток на офшорних родовищах глибиною більш 500 футів і тільки про офшорні арктичні родовища.

"Вплив санкцій залежатиме від їх трактування. Наприклад, в ЄС поки немає чіткого розуміння, що таке Арктика (тільки офшорні родовища або вся [територія] на північ від якоїсь паралелі), що таке "глибоководний" і наскільки широко треба трактувати [поняття] сланцевої нафти. В Росії багато північних родовищ на суші (наприклад, Ямал), офшорні родовища здебільшого не дуже глибоководні (наприклад, Каспій у ЛУКОЙЛа або Киринське у "Газпрому"), а сланцю як такого немає, є важковидобувна нафта, яку геологи відносять до іншої категорії", – пояснює Ананкіна.

"Заборони поки стосуються гідрофонів, тобто морського обладнання подвійного призначення, але їх цілком можна замінити китайськими. Якщо канали перестануть постачати, то труднощі будуть", – вважає Заріпов. Однак проблеми можуть торкнутися і більш широкого спектру обладнання та технологій. "Ми не виключаємо, що введення санкцій може спричинити зростання адміністративного навантаження на експорт з ЄС і США товарів і технологій, пов`язаних з нафтовою галуззю, до Росії в цілому. Навіть якщо деякі товари не призначені для проектів, щодо яких діють санкції, необхідність доводити це може викликати збільшення адміністративного навантаження або затримку поставок", – пояснюють аналітики S&P.

Найсильніше залежать від західного імпорту проекти з важкодоступною геологією. Якщо вони підпадуть під оголошені або неоголошені санкції (як це зараз відбувається з російськими приватними банками, які де-юре не підпали під санкції, але де-факто втратили доступ до західного капіталу), видобуток впаде. 

"Видобуток на шельфових проектах ("Сахалін-1", "Сахалін-2") і нових великих проектах (Ванкор, Прирозломне) в нафтовому еквіваленті становить близько 5% усього видобутку Росії. Якщо уявити, що ці три видобувних проекти повністю зупиняться, то видобуток нафти впаде на 5,7%, газу – на 4,8%, – відзначає аналітик Deloitte Руслан Нігматуллін. – Імпортозаміщення для високотехнологічних проектів можливе, але це довгий і витратний процес. Для ряду діючих видобувних шельфових проектів (острів Сахалін) і проектів з інтенсифікації видобутку на суші (Західний Сибір) імпортозаміщення в короткостроковій перспективі може позначитися на ефективності і кінцевій вартості робіт".

В Fitch Ratings відзначають, що санкції ускладнять підтримку рівня видобутку на родовищах у Західному Сибіру, які вже виснажуються. Методи, які там застосовуються для підвищення нафтовіддачі пластів аналогічні технологіям видобутку сланцевої нафти, а ця область - одна з основних цілей санкцій.

Залежність від західного обладнання і санкцій неоднорідна. "Найбільш залежні, по-перше, західні компанії, що працюють в Росії. Вони надають перевагу західним технологіям та обладнанню, і їм дістається участь в складних проектах, що потребують передових технологій. По-друге, "Роснефть" – це колишні видобувні проекти ТНК-ВР, аналогічна ситуація. По-третє, "Газпром нафта" – складні технології гідророзриву пласта і сланцева нафта", – сказав "Деньгам" високопоставлений представник галузі, що попросив про анонімність.

Втім, поставки за старими контрактами тривають. Як зауважує Ананкіна, "Роснефть" і ExxonMobil приступили до буріння свердловини на глибоководному арктичному родовищі з використанням обладнання, законтрактованого до оголошення санкцій. "Ми не стали би драматизувати вплив санкцій на видобуток, – говорить вона. – Наслідки відчуватимуться років через п`ять-десять".

Крім устаткування і технологій видобуток залежить від західних грошей. ""Газпром", ЛУКОЙЛ, "Газпром нафта" і НОВАТЕК мають порівняно невеликі обсяги короткострокових боргових зобов`язань. У "Роснефти" обсяг короткострокового боргу вищий (у зв`язку з придбанням ТНК-ВР в 2013 році), проте у неї є великі залишки грошових коштів. Проте доступ до фінансування помітно погіршився. Це може ... мати довготривалі наслідки для видобутку нафти і газу в Росії", - зазначають в S&P.