Рост добычи нефти в России обусловлен инвестиционным бумом 2011–2014 годов.
Фото: Reuters
Добыча нефти встране продолжает увеличиваться, демонстрируя рекорды, несмотря нападение цен исанкции вотношении российских компаний. Отложить запуск новых проектов, основные инвестиции вкоторые были сделаны ранее, оказалось невозможно поэкономическим итехнологическим причинам. Дополнительную поддержку производителям, особенно в2015году, оказала девальвация рубля.
Ключевые маневры
Возможность для роста добычи в2017 и2018 годах сохраняется при среднегодовых ценах нанефть нениже $55–60 забаррель. Однако наиболее вероятным сценарием выглядит все-таки стабилизация объемов насегодняшнем уровне.
Производство нефти вРоссии втекущемгоду увеличится до540–542 млнтпо сравнению с533млнтв 2015-м, заявил вначале июня министр энергетики РФАлександр Новак. При этом надо учитывать, что прошлогодний уровень добычи уже был рекордным, на1,4% превысив показатели 2014 года.
Впрочем, внефтяной отрасли динамика добычи— обманчивый индикатор для анализа долгосрочных последствий экономического кризиса.Так, существенный вклад вобщий прирост производства жидких углеводородов вРоссии в2015году внес газовый конденсат, экономика добычи которого лучше, чем унефти, вомногом потому, что регулятор рассматривает его как попутный продукт при добыче жирного природного газа, поясняет консультант компании Vygon Consulting Дарья Козлова. Пооценке Института энергетики ифинансов, нагазовый конденсат впрошломгоду пришлось 25% общего объема добычи жидких углеводородов.
Другой индикатор— динамика геологоразведочных работ— впрошломгоду показывал противоположную тенденцию: разведочное бурение нанефть снизилось на18%. Втекущемгоду этот показатель пока растет— запервый квартал онувеличился на8,3% каналогичному периоду прошлого года.
Среди всех факторов, влияющих нанеопределенность развития отрасли, ключевым остается реформа налогообложения нефтедобычи. Втекущемгоду правительство окончательно согласует состав участников иусловия пилотных проектов повведению налога нафинансовый результат (НФР) иналога надополнительный доход (НДД). С1 января 2017-го по31декабря 2019 года такая схема налогообложения будет использоваться впилотном режиме, ав 2019–2020 годах наоснове комплексного анализа результатов должно быть принято решение оцелесообразности ееприменения. В2020–2021 годах планируется откорректировать законодательство, ив 2022году недропользователи должны получить возможность полноценного перехода наНФР иНДД, покрайней мере, нановых иистощенных месторождениях.
Ключевая задача правительства сейчас— убедить компании, что налоговая реформа будет проведена непозднее этих сроков. Лишь вэтом случае можно рассчитывать нарост инвестиций внефтедобычу, иначе после 2020 года неизбежно ихснижение даже при высоких ценах нанефть, отмечает заместитель директора поэнергетическому направлению Института энергетики ифинансов Алексей Белогорьев.
Фактор спроса
Ситуация вгазовой отрасли выглядит иначе. В2015году добыча газа вРоссии немного снизилась (на0,9% поотношению к2014году), ноэто было связано нес возможностями добывающих компаний, ас фактором спроса. Навнутреннем рынке наблюдалось снижение спроса нагаз, при этом небыло возможности полностью компенсировать эти потери засчет экспортных поставок, поясняет начальник управления поэкономике отраслей ТЭК Аналитического центра при правительстве России Виктория Гимади.
Загоды высоких цен нанефть имасштабных инвестиций сформировался значительный избыток мощностей, итеперь добывающие компании, впервую очередь «Газпром», вынуждены загружать ихне полностью,что, естественно, снижает эффективность производства газа. Ав ближайшей перспективе наподходе новые мощности, проинвестированные компанией НОВАТЭК, ипопутный газ от«Роснефти». Всвою очередь, объемы добычи природного газа по-прежнему будут зависеть отспроса как навнешнем, так ина внутреннем рынке.
«Если навнешние рынки мыврядли можем повлиять, тона внутреннем можем активнее стимулировать переход нагазомоторное топливо, что нетолько создаст встране дополнительный спрос наприродныйгаз, нои позволит высвободить для экспорта объемы нефти или нефтепродуктов»,— отмечает Екатерина Грушевенко, эксперт Центра изучения мировых энергетических рынков ИНЭИРАН.
Мимо шельфа
Вопреки первоначальным ожиданиям влияние финансовых санкций наотрасль оказалось нестоль критичным вкраткосрочной перспективе. В2015году нефтяным компаниям удалось снизить долговую нагрузку. Технологические санкции почти незатрагивают текущую добычу нефти игаза, они направлены наснижение производства после 2020 года засчет проектов потрудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ) ипосле 2025–2030 годов засчет проектов арктического шельфа. Например, актуальность санкций поотношению кшельфу, главным образом Карского моря, почти сразу была сведена нанет обвалом цен нанефть. «При цене $40–50 забаррель наарктическом шельфе делать нечего, минимальный рубеж для начала разработки здесь— это среднегодовые цены $80–90 забаррель»,— отмечает Алексей Белогорьев.
Кроме того, неутихают споры относительно целесообразности разработки арктического шельфа в2020-е годы при имеющихся технологиях иэкологических рисках. Многие специалисты отрасли по-прежнему уверены, что возможно обеспечить рост добычи нефти только засчет месторождений насуше, без запуска высокозатратных шельфовых проектов.
Ситуация сТРИЗ одновременно исложнее, ипроще. Сложнее потому, что технологии исопряженные сними сервисные услуги, доступ ккоторым утрачен из-за санкций, востребованы уже сейчас. Нои проще: изначальная зависимость отимпорта здесь не90–95%, как нашельфе, а40–60%, ведь помимо западных технологий существуют российские разработки, которые, впрочем, еще надо довести допромышленного применения.
Основнаяже проблема, связанная ссанкциями, втом, что многие перспективные добычные проекты весьма рискованны ироссийские компании объективно заинтересованы вразделении этих рисков. Вместо западных компаний риски теперь предлагается разделить государству (а ему это совсем невыгодно) либо азиатским компаниям, которым, всвою очередь, нехватает как соответствующего опыта, так итехнологической базы.