Заказать звонок

Дмитрий Коптев: Плюсы и минусы ОПЕК+

Заявления российских властей о готовности в кратчайший срок выполнить условия соглашения о сокращении добычи нефти не оказались преувеличением. Уже к концу первой недели мая производство упало на 16,4% по сравнению с апрельскими показателями. Институт развития технологий ТЭК (ИРТТЭК) выяснил, как это может повлиять на бизнес российских компаний.

 

По данным Центрального диспетчерского управления топливно­энергетического комплекса (ЦДУ ТЭК), за первую неделю мая совокупная добыча нефти и газового конденсата в России снизилась до 1,28 млн. т (9,38 млн. баррелей) в сутки. За вычетом конденсата, который учитывается в российской статистике (его доля составляет 7­8% от общей цифры), но не в документах ОПЕК, российские компании в начале мая сократили производство до 8,6­8,7 мбс. Таким образом, до целевого уровня в 8,5 мбс осталось 100­200 тыс. баррелей в сутки.

 

Отнять и поделить


Сокращение производства распределено между компаниями пропорционально их доле в общей добыче. Таким образом, «Роснефти» (38,2% общей добычи) придется добывать меньше примерно на 730 тыс. баррелей в сутки, «Лукойлу» (14,7%) – на 280 тыс., «Сургутнефтегазу» (10,8%) – на 200 тыс. На долю «Газпром нефти» и «Татнефти» приходится 130 тыс. и 100 тыс. баррелей суточной добычи.


Этому решению, о котором сообщил в начале мая замминистра энергетики Павел Сорокин, предшествовала недолгая, но ожесточенная борьба. В середине апреля в прессе появились сообщения, что между российскими компаниями возникли разногласия по поводу условий выполнения соглашения ОПЕК+: часть из них настаивала на отказе от пропорционального принципа, апеллируя к необходимости развивать новые добычные проекты.


Параллельно в период между прекращением действия первой сделки ОПЕК+ и стартом второй некоторые производители наращивали добычу. По данным ЦДУ ТЭК, в апреле в России добывалось по 11,35 мбс нефти с газовым конденсатом (в марте – 11,22 млн.). В пересчете на нефть это составляет около 10,5 млн. баррелей в сутки. «ЛУКОЙЛ» увеличил производство на 2%, «Сургутнефегаз» – на 6,6%, а «Газпром нефть» – на 10%. В то же время «Роснефть» снизила показатели на 2,2%, «Татнефть» – на 17,6%. Последняя позже объяснила это тем, что приступила к выполнению условий сделки ОПЕК+ еще до ее официального вступления в силу.


Такая разнонаправленная динамика позволяет предположить, что дело, по крайней мере, не только в стремлении компаний добыть и продать как можно больше в период апрельской вседозволенности и обвала рынка. Вполне вероятно, что производители заблаговременно готовили себе позиции для предстоящего понижения добычи. Когда речь идет о пропорциональном сокращении производства, всегда встает вопрос о точке отсчета. Поэтому те компании, которые не рассчитывали на особые преференции со стороны государства, старались максимально задрать планку, чтобы по итогам сокращения увеличить свою рыночную долю. Те же, кто имел основания полагаться на свои лоббистские возможности, напротив, сокращали добычу. При распределении долей в уменьшившемся пироге это позволяло воспользоваться аргументом: «Мы заранее учли интересы государства, добровольно сократили добычу и предлагаем нашим коллегам последовать нашему примеру». При требуемом объеме сокращения речь идет почти о трех десятках тысяч скважин, консервация, поддержание и реанимация которых стоят денег. Поэтому стремление сократить парк останавливаемых активов легко объяснимо.


NGS2(39)vn_30_2.jpg

 

Кто рано встает...


Заблаговременное начало процесса вывода из эксплуатации добывающих активов может оказаться выигрышной стратегией даже после объявления о пропорциональном сокращении. Это дало возможность, не торопясь, провести инвентаризацию активов и выбрать те из них, которые можно законсервировать с наименьшими потерями. Причем речь не столько о прямых потерях, которые несет вывод из эксплуатации куста скважин или целого месторождения, сколько о рисках потери качества актива, который потребует больших финансовых затрат и усилий при его расконсервации.


Последнее соображение особенно актуально для зрелых месторождений – а именно они рассматриваются в качестве первых кандидатов на выбывание. Как говорил журналистам вице­президент «ЛУКОЙЛа» Сергей Кочкуров, обсуждая тогда еще первую сделку ОПЕК+, «если мы сокращаем добычу, зачем мы будем эксплуатировать месторождение, где вместе с нефтью добываем 95% воды?».


Ряд аналитиков, впрочем, высказывают противоположную точку зрения: в первую очередь сокращать нужно молодые активы, которые, во-­первых, дают больший эффект на единицу в силу более высокого среднего дебета. А во-вторых, после восстановления спроса их можно быстро и легко реанимировать. Иногда же не требуется и этого. Применяемые в современных «умных» скважинах интеллектуальные системы заканчивания позволяют гибко регулировать приток на всем протяжении ствола. Если месторождение имеет еще и «цифрового двойника» – математическую модель, позволяющую просчитывать воздействие разных факторов на развитие актива, можно свести дебет к минимуму, одновременно сохраняя скважину в полностью рабочем состоянии.


Официально никто из нефтяников не объявлял, какие именно активы пошли под нож. Сведения же неофициальные говорят в пользу версии, что компании пошли по традиционному пути. Главный объем сокращения у «Роснефти» пришелся на «РН-­Нягяньнефтегаз» и «РН­-Юганскнефтегаз», молодость которых далеко позади. Называются, правда, и молодые «РН­-Северная нефть» и «РН­-Шельф Дальний Восток». Однако в этом случае главным фактором, похоже, стала взлетевшая из­-за нехватки нефтехранилищ цена фрахта – оба проекта отгружают свою нефть танкерами.


У «ЛУКОЙЛа» основной удар приняли на себя «ЛУКОЙЛ­-Калининградморнефть» (главный актив, блок Д­-6, несмотря на небольшой период разработки, находится в стадии убывающей добычи), «ЛУКОЙЛ­-Западная Сибирь», «ЛУКОЙЛ­-Коми» и РИТЭК. Сокращения «Газпром нефти» больше чем на треть обеспечила «Газпром нефть­-Ноябрьскнефтегаз».


NGS2(39)vn_31_1.jpg


Еще один довод в пользу ускоренного выбывания старых активов – налоговые льготы, которые предоставляются при освоении новых месторождений. По данным доклада «ВТБ Капитал», доля добычи на месторождениях, пользующихся льготами, в 2019 году достигла 52%. Не имея возможности увеличивать физический объем добычи, компании сделали ставку на «высокомаржинальные баррели» с низкой себестоимостью. Сложно ожидать, что в период низких цен эти баррели попадут под сокращение первыми.

 

К росту (не) готовы


Большой угрозы, что в случае быстрого восстановления спроса на энергоносители российские производители не успеют оперативно вернуть в строй остановленные скважины, нет. По словам того же Кочкурова, грамотно остановленная скважина, даже с высокой степенью обводненности, превращается в мобильный актив, который можно перезапустить в течение суток. Даже если не все скважины удастся сохранить в такой степени готовности, какая­то их часть останется и сможет взять на себя возросшую нагрузку, пока остальные будут готовиться к работе.


Значительно более серьезной опасностью может стать сокращение инвестиций со стороны нефтяных компаний. Падение капитальных затрат в среднем по отрасли ожидается на уровне 20%. Поскольку сделка ОПЕК+ будет действовать до мая 2022 года, компании не планируют в этот период вводить в строй новые активы.


Сильнее всего это ударит по независимым нефтесервисным компаниям. Если собственные сервисные подразделения ВИНКи смогут поддержать, понимая, что без них не обойтись, то самостоятельные игроки остаются один на один со своими проблемами. Уже сейчас, по данным профессора НИУ нефти и газа им. И. М. Губкина Михаила Силина, в этом секторе наблюдается 20%-­ный спад. Не факт, что все его участники доживут до лучших времен, когда их услуги потребуются для ускоренного наращивания добычи.


Каким быстрым может быть восстановление спроса на энергоносители, показывает пример Китая. Как сообщает Bloomberg, в середине мая спрос в КНР составил 13 млн. баррелей в сутки – почти столько же, как в декабре 2019 года (13,7 млн. баррелей). Эксперты сходятся во мнении, что при уверенном росте условия соглашения ОРЕС+ будут пересмотрены. В этом случае преимущество и возможность увеличить свою долю рынка получат те игроки, которые сумеют максимально быстро вернуть добычу на докризисный уровень – прежде всего, компании сланцевого сектора США и ближневосточные производители нефти. Именно этот сценарий следует держать в голове российским нефтяникам, когда они принимают решения об урезании капитальных затрат.


Впрочем, сделка ОРЕС+ оставляет лазейку – не учитываемый в соглашении газовый конденсат. Его добычу можно наращивать беспрепятственно. Сейчас на это никто не пойдет – ситуация не такова, чтобы поставлять на рынок дополнительные объемы сырья, рискуя вызвать новый обвал цен. Но если восстановление мировой экономики станет происходить более быстрыми темпами, чем ожидалось, не воспользоваться этим конкурентным преимуществом для России будет просто непозволительно.

 

   

Журнал «Нефть и газ Сибири» 2(39)2020

Читайте также

Оформить подписку
Оформите подписку на выпуск новых журналов. Вы можете оформить как печатную, так и электронную версию подписки.