Какие проекты отпали
Российский энергетический сектор более трех лет существует в условиях ограничений со стороны США и ЕС.
Санкции начали поэтапно вводиться летом 2014 года на фоне событий на Украине и вхождения Крыма в состав России. Российским компаниям было ограничено предоставление долгового и акционерного капитала, а также запрещена поставка оборудования для разведки и добычи нефти на шельфе на глубине более 150 метров и для разработки сланцевых пород. В августе 2017 года США ужесточили финансовые санкции, ввели дополнительные запреты на поставку товаров и технологий для добычи, а также законодательно прописали возможность введения ограничений в отношении экспортных трубопроводов.
1 марта 2018 года из годового отчета Exxon Mobil стало известно, что компания из-за санкций отказалась от ряда совместных шельфовых проектов с «Роснефтью», работы по которым уже были начаты.
Свои убытки с учетом уже понесенных затрат Exxon оценила в $200 млн, «Роснефть» заявила о намерении реализовать проекты самостоятельно.
Скорее всего, «Роснефть» в состоянии работать и без участия американского партнера, но сколько это займет времени и прибавит к уже запланированной стоимости реализации проекта — это большой вопрос, отмечает эксперт компании «Международный финансовый центр» Роман Блинов.
Первый удар от собственного регулятора Exxon получила еще осенью 2014 года, когда на фоне второй волны антироссийских санкций компания была вынуждена приостановить проект в Карском море и на Туапсинском месторождении в Черном море. Ранее Exxon была вынуждена отказаться от геологоразведочных и научно-исследовательских работ в море Лаптевых, Восточно-Сибирском, Карском и Черном морях.
Из-за санкций также были приостановлены практически все совместные с иностранцами проекты по разработке сланцевой нефти.
Так, Shell остановила разработку баженовской свиты в ХМАО (в рамках СП с «Газпром-нефтью»), Total передала свою долю ЛУКОЙЛу в проекте разработки участков с трудноизвлекаемой нефтью в ХМАО. Был отложен проект «Роснефти» и ВР в Оренбургской области, разработка участков баженовской и ачимовской свиты в Западной Сибири (СП «Роснефти» и Exxon).
При этом пока продолжается реализация Самылского проекта (СП «Газпром нефти» и Shell), который компании ведут с 2003 года, к разработке доманиковых отложений в Самарской области готовятся «Роснефть» и норвежская Statoil.
Своего оборудования нет
90% нефтяных компаний РФ испытают малопреодолимые сложности при разработке 85% сланцевых и шельфовых месторождений с высокой капиталоемкостью геологоразведки и, главное, новыми технологиями добычи, отмечает директор аналитического департамента «Golden Hills — КапиталЪ АМ» Михаил Крылов.
«У нас все шансы оставить следующим поколениям залежи нефти, до которых руки дошли, но оказались недостаточно оснащены»,
— полагает эксперт.
У российских компаний практически нет своих технологий и оборудования для освоения нетрадиционных морских запасов, а введенные санкции жестко ограничивают возможность доступа к зарубежным технологиям, меры по импортозамещению этих технологий, принятые еще в 2014 году, пока не показали значительных результатов, констатируют эксперты Центра исследований в области энергетики бизнес-школы «Сколково» в исследовании «Перспективы российской нефтедобычи: жизнь под санкциями».
В настоящее время на арктическом шельфе добыча нефти ведется только на Приразломном месторождении, которое «Газпром нефть» разрабатывает самостоятельно. Однако и здесь на всех этапах работ привлекались иностранные компании — и для бурения, и для предоставления инжиниринговых и сервисных услуг.
Запрет на сотрудничество с российскими компаниями в области разработки сланцевых месторождений и шельфовых проектов действительно может осложнить российским компаниям реализацию связанного с ними потенциала, отмечает директор группы по природным ресурсам и сырьевым товарам Fitch Ratings Дмитрий Маринченко. Это может быть связано как с отсутствием технологий, так и с недостатком финансирования — так, бурение одной разведочной скважины на арктическом шельфе может стоить около $1 млрд, российским компаниям будет сложно профинансировать такие большие проекты без привлечения иностранных партнеров, констатирует эксперт.
Кроме того, все крупные месторождения с запасами более 200 млн тонн нефти — Месояхская группа, Русское, Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Тагульское — попадают под финансовые санкции, что также может оказать влияние на сроки запуска новых добычных мощностей.
Ограничения для развития новых проектов накладывает также недостаточное развитие собственного производства оборудования для гидроразрыва пласта (ГРП), с использованием которого добывается 10% всей нефти в РФ. Поставки иностранного оборудования для ГРП также попали под действие санкций.
Отложенный эффект
Пока об убытках от санкций говорят больше иностранные компании, вынужденные сворачивать проекты в РФ, в которые уже были вложены немалые инвестиции.
Так, объем добычи российской нефти за три года вырос более чем на 20 млн тонн. Согласно данным Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса (ЦДУ ТЭК), в 2014 году объем добычи нефти и газового конденсата в РФ составил 526,753 млн тонн, а в 2017 году — 548,8 млн тонн. И даже с учетом сделки по сокращению добычи ОПЕК+ РФ остается пока лидером по уровню добычи в мире. В своем докладе 14 марта ОПЕК повысила прогноз по добыче нефти и конденсата в России в 2018 году до 11 млн баррелей в сутки.
Однако уже в ближайшие годы добыча нефти в России может начать падать в связи с истощением традиционных месторождений, отмечают эксперты. По мнению Маринченко, заметно это станет уже в ближайшие три-пять лет, а санкции могут повести к тому, что этот тренд станет более ярко выраженным.
Большая часть вводимых сейчас крупных месторождений была открыта еще в 70-80-хх гг. прошлого века, а новых открытий недостаточно для компенсации падения добычи в будущем, констатирует старший консультант Vygon Consulting Дарья Козлова.
После 2025-2027 гг. без геологоразведочных работ и ввода трудноизвлекаемых запасов (увеличение коэффициента извлечения нефти) добыча начнет снижаться. Поэтому именно в этих направлениях необходимо стимулировать инвестиции и создание новых технологий,
подчеркивает аналитик. К примеру, по оценкам Accenture, цифровые решения увеличивают коэффициент вовлечения запасов в разработку на 10-20%.
«Самое опасное в санкциях, что они, практически не отражаясь на дне сегодняшнем, оказывают большое влияние на завтрашний, а, главное, ставят под вопрос послезавтрашний день», — подчеркивает директор Центра исследований в области энергетики бизнес-школы «Сколково» Татьяна Митрова.
В своем исследовании эксперты разработали два сценария развития событий для российской нефтянки: базовый, при котором санкции сохранятся, а цена на нефть будет в диапазоне $50-60 за баррель до 2025 года, и так называемый стресс-тест «усиление санкций», который предусматривает усиление санкционного давления на отрасль при ценах на нефть $40 за баррель. В первом случае, по расчетам экспертов, добыча нефти снизится к 2025 году до 540 млн тонн, во втором — до 505 млн тонн.
При этом,
в случае негативного развития событий выпадающие доходы бюджета из-за снижения поступлений по экспортной пошлине и НДПИ в 2025 году составят порядка 150 млрд руб. (примерно 4% от налоговых поступлений с отрасли в 2016 г.), однако уже к 2030 году они могут достичь 270 млрд рублей (10%).
По мнению экспертов, избежать этого можно за счет развития собственных технологий и гибкой налоговой политики.
Принятая в России практика предоставления льгот по НДПИ эффективна больше для стадии промышленной эксплуатации месторождений, когда технологии уже имеются. Для ранних этапов проектов (НИОКР и опытно-промышленные испытания) необходимы другие меры государственной поддержки, например, технологические полигоны, отмечает Козлова.