Глобальные риски и российский потенциал

С ресурсами все в порядке

Как отмечает Игорь Шпуров, генеральный директор ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» (ГКЗ), за последние 15 лет в России начальные запасы нефти промышленных категорий выросли на 9,2 млрд тонн, а накопленная добыча – на 7,2 млрд тонн. То есть чистый прирост составил около 2 млрд тонн. Примечательно, что 30% данного прироста обеспечило открытие новых месторождений. «Это диссонирует с историями, рассказываемыми некоторыми СМИ, о том, что у нас все совсем плохо. Конечно, эти новые месторождения маленькие, но, тем не менее, это происходит. Более того, за последние 15 лет открыто 672 месторождения, почти треть всех числящихся сегодня на балансе, то есть открытых за всю историю отрасли. Многие скептики говорят о том, что у нас открываются запасы, которые никому не нужны, не востребованы. Но 60% запасов новых месторождений, открытых за последние 15 лет, уже введены в разработку», – подчеркивает И.Шпуров.

Похожая ситуация складывается и по газу. За последние 15 лет его запасы выросли на 10,2 трлн м³, а добыча – на 9,4 трлн м³ (чистый прирост – 0,8 трлн м³). И 58% прироста опять-таки было достигнуто за счет открытия новых месторождений. Несмотря на то, что Россия обеспечена «голубым топливом» на многие десятилетия вперед, геологоразведочные работы на газ продолжаются и дают большой эффект. За последние 15 лет открыто 148 месторождений, 20% от их общего количества. И 40% запасов, приращенных за указанный период, уже разрабатываются.

Вместе с тем, нефтяные месторождения, введенные в разработку до 1990 года, пока еще обеспечивают около половины суммарной добычи в стране. Хотя за последние 11 лет этот показатель снизился с 68% до 51%. То есть все более и более значимую роль играют новые месторождения (особенно учитывая, что добыча растет).

Интересно, что на месторождения, которые введены в эксплуатацию буквально в последние годы, уже приходится 13% суммарного производства нефти, или 69 млн тонн. А трудноизвлекаемые запасы обеспечивают добычу 87 млн тонн – за последние 15 лет (с 2002 до 2017 годы) данный показатель увеличился практически вдвое.

Два года назад Россия перешла на новую классификацию запасов углеводородного сырья, гармонизированную с классификацией ООН и с другими зарубежными методиками. В результате изменился принцип оценки запасов – раньше они оценивались исходя из уровня изученности, а теперь – на основе проектного подхода. К чему это привело? Прежде всего, к точному пониманию ресурсного потенциала отрасли.

Согласно новой классификации, геологические запасы в России составляют 29,7 млрд тонн, доказанные – 15 млрд тонн. Это практически совпадает с оценкой компании ВР –14,5 млрд тонн.

Геологические запасы газа равняются 73 трлн м³, доказанные – 38,3 трлн м³. Это тоже близко к оценке ВР – 35 трлн м³.

По словам И.Шпурова, новая классификация дает возможность выделить трудноизвлекаемые запасы, которые требуют особого подхода со стороны государства – либо принятия налоговых льгот, либо реализации инфраструктурных проектов. Объем ТРИЗ сегодня достигает 9,6 млрд тонн. Что входит в эту цифру? Это мелкие залежи, тюменская свита (которая продолжает оставаться нерентабельной, несмотря на предоставленные льготы), подгазовые зоны, удаленные месторождения.

Стимулировать технологии

Теперь, имея точную оценку, можно разрабатывать те или иные адресные преференции для каждого вида «трудных» запасов. Однако, как подчеркивает И.Шпуров, целью предоставляемых льгот должно быть создание новых передовых технологий, позволяющих эффективно разрабатывать такие ТРИЗ. Подобный опыт уже имеется. Так, льготы были предоставлены для освоения тюменской свиты, сверхнизкопроницаемых коллекторов и высоковязких нефтей. И благодаря этому в последние годы появились новые технологии. Для первых двух упомянутых категорий ТРИЗ – это горизонтальное бурение и многопортовый ГРП, для высоковязких нефтей – тепловые технологии (здесь особенно преуспели «Татнефть» и ЛУКОЙЛ). В итоге буквально за пять лет добыча из «тюменки» увеличилась на 112% (с 18 до 37 млн тонн), из сверхнизкопроницаемых коллекторов – на 60% (с 24 до 39 млн тонн), сверхвязких нефтей – на 67% (с 5 до 8 млн тонн).

Впрочем, новые технологии важны не только при разработке ТРИЗ. Как отмечает И.Шпуров, еще 10 лет назад 65% нефти в России извлекалось за счет традиционных технологий (наклонно-направленное бурение, методы воздействия на пласт). Сегодня картина полностью противоположная – 60% добычи обеспечивается технологиями, которые 10 лет назад считались новыми. И данная тенденция будет лишь нарастать. Поэтому, как подчеркивает глава ГКЗ, сегодня надо сконцентрироваться не на том, чтобы просить у государства льготы, а на том, чтобы создавать технологии.

Большую роль в развитии отрасли играет также снижение рисков, которое достигается благодаря грамотному взаимодействию государства и недропользователей. Например, на стадии региональных геологоразведочных работ риски на себя должно брать государство, на поисковой стадии – делить их с недропользователем. А на последующих этапах вмешательство государства в процесс должно быть минимальным, его задача – лишь стимулировать разведку и разработку тех или иных видов запасов за счет введения налоговых льгот, расширения инфраструктуры и т.д.

«Сегодня наступило то время, когда государство и компании должны взаимодействовать на основе проектного управления. Например, есть проект разработки Самотлорского месторождения – компания «Роснефть» показывает, что она может сделать и что она за счет этого получит, государство соглашается с этим или не соглашается. Далее государство и недропользователь действуют по общим правилам, которые формируются на основе проекта. Пример Самотлора получил право на существование, то есть государство под проект, под будущую добычу из трудноизвлекаемых запасов предоставило льготы. Я полагаю, что за таким подходом будущее, потому что он предусматривает целевое, понятное и точечное стимулирование тех или иных мероприятий», – поясняет И.Шпуров.

При этом глава ГКЗ призывает не выделять какие-то первоочередные направления освоения ТРИЗ, а «заниматься всем». К примеру, разработка месторождения Приразломное продемонстрировала эффективность освоения арктического шельфа и уже в ближайшие годы там могут развернуться широкомасштабные работы. Большой интерес представляют также периферийные зоны уже эксплуатируемых нефтегазоносных провинций, где открываются крупные месторождения. Так, компания Repsol несколько лет назад «утерла нос отечественным геологам», открыв месторождение на периферии Западно-Сибирской НГП, одно из крупнейших за постсоветскую историю. Имеются также глубокие горизонты в Западной Сибири, пропущенные объекты в Урало-Повольжье, с которыми нужно работать. И большой вопрос, какое из этих направлений раньше «выстрелит».

Ответ на внешние вызовы

Безусловно, непосредственное влияние на нефтегазовый комплекс России будет оказывать общая ситуация в мировой экономике в целом и в глобальной энергетике в частности. Каких сюрпризов тут можно ожидать?

Как отмечает старший аналитик по анализу рынков Rystad Energy Артем Чен, российская нефтедобыча опирается на так называемые традиционные углеводородные ресурсы, для разработки которых характерен длительный инвестиционный цикл. Поэтому важно оценить, что будет происходить на длительном временном горизонте, более 50 лет.

По оценкам Rystad Energy, спрос на нефть будет замедляться. «В 2015-2017 годах мы прошли пик годового прироста спроса, и за этим оптимизмом мы забываем о двух основополагающих тенденциях. Первая из них – географическая, связанная с Китаем. Сегодня говорят о замедлении роста экономики Китая. Эта тенденция действительно существует, она может быть краткосрочной или долгосрочной. Но явно заметно, что экономика КНР перестает быть экспортно-ориентированной с достаточно интенсивной производительностью, она переходит на сервисный тип, на третичный тип экономики. В связи с этим прирост спроса в Китае будет замедляться», – отмечает А.Чен.

Вторая тенденция заключается в том, что с 1990-х годов эффективность энергопотребления возрастает. И с каждым годом человечеству требуется все меньше нефтепродуктов для производства одной единицы ВВП. И что самое главное, этот процесс лишь интенсифицируется. Если в 1990-е годы энергоэфективность росла в среднем на 1% в год, в 2000-х годах – на 1,5%, то в последние годы – на 2-2,5% ежегодно.

А что происходит со стороны предложения? «В последнее десятилетие ситуация для России как для нефтедобывающей страны складывалась достаточно успешно, она смогла приращивать добычу примерно на 150 тыс. барр./сут. ежегодно. Были запущены такие месторождения, как Ванкорское, Мессояхское, Новопортовское, которые нивелировали сокращение добычи на традиционных западносибирских месторождениях. Но основополагающая тенденция здесь совершенно другая – прирост добычи в США. Особого внимания заслуживают 2013-2014 годы, когда США приращивали добычу более чем на 1 млн барр./сут. ежегодно (в основном за счет сланцев). А в 2018 году Соединенные Штаты прирастили добычу на 2,5 млн барр./сут.», – отмечает А.Чен.

Причем, как подчеркивает эксперт, внешнеэкономические условия такого прироста кардинально изменились. Если в 2013-2014 годах цена нефти марок Brent и WTI превышала $100 за баррель, то в 2018-м она держалась примерно на уровне $60. То есть в сфере разработки сланцевых месторождений произошли существенные изменения, которые позволили увеличить производство, несмотря на ухудшение основного отраслевого индикатора – нефтяных котировок. В чем же заключаются эти изменения?

Во-первых, рост извлекаемых запасов сланцевых углеводородов. С 2014 по 2017 годы они увеличились на 50-60% на всех сланцевых плеях. Во-вторых, стабилизация стоимости бурения одной скважины. Да, это показатель практически не уменьшается (или снижается весьма незначительно), но зато добывающие компании бурят теперь скважины с более длинным горизонтальным стволом, что повышает их дебит. Это привело к сокращению цен безубыточности при добыче сланцевой нефти – с примерно $80 за баррель в 2014 году до $50 в настоящее время (имеется ввиду полный цикл производства, включая транспортировку сырья). Это означает, что сланцевая добыча может расти и при котировках менее $60 за баррель.

Как отмечает А.Чен, на традиционных месторождениях в других регионах мира также наблюдаются достаточно интересные тенденции. Месторождения, разработка которых была санкционирована в 2017-2018 годах, гораздо дешевле в освоении, чем объекты, которые вводились в эксплуатацию еще несколько лет назад. Почему это происходит? Во-первых, в 2014-2015 годах, когда цены на нефть упали, добывающие компании смогли перезаключить договоры с сервисными фирмами и снизить свои издержки. Во-вторых, нефтяные компании научились оптимизировать своих расходы и более тщательно подходят к выбору объектов для разработки.

По мнению эксперта, если сложить все перечисленные факторы – постепенно замедляющий спрос на нефть и переизбыток предложения за счет американских сланцев, то можно сделать два серьезных вывода для России. Первый из них заключается в том, что конкурентные условия на рынке ужесточаются. Второй же сводится к тому, что России, дабы не потерять свои нефтяные доходы, нужно как минимум сохранить добычу на сегодняшнем уровне, а то и нарастить ее.

«На сегодняшний день добыча в России рентабельна. Если взять все санкционированные месторождения и месторождения, которые уже находятся в разработке, она будет снижаться – с 2020-х годов примерно на 100-150 тыс. барр./сут. Но у России существует огромный потенциал ввода новых месторождений, более мелких, или же применения методов увеличения нефтеотдачи на старых месторождениях. Комбинация этих двух шагов будет зависеть от налоговой нагрузки, льгот», – предупреждает представитель Rystad Energy.

Налоговые новации

Таким образом, ответом как на внешние, так и на внутренние отраслевые вызовы должна стать грамотная настройка российской налоговой системы. Этой теме было посвящено выступление на форуме партнера компании «Бейкер и Макензи» Кирилла Викулова. «У нас произошла небольшая революция – мы переходим частично от НДПИ к НДД. Этот налог появляется в этом году и пока действует в тестовом режиме. Он как раз и призван перейти от системы таргетированного льготирования к налогообложению финансового результата. Россия этого ждала с 1990-х годов… Другой важной тенденцией является завершение большого налогового маневра. Это обнуление экспортных таможенных пошлин с корреспондирующим увеличением НДПИ. Третий фактор – это то, как Россия мотивирует нефтепереработку – за счет отрицательных акцизов субсидируются НПЗ», – отмечает эксперт.

Представитель «Бейкер и Макензи» напоминает, что на новый режим налогообложения в первую очередь переводятся четыре группы объектов недропользования: новые месторождения Восточной Сибири; месторождения, к которым уже применяется ряд льгот, в том числе по экспортной пошлине; месторождения Западной Сибири, где добыча сокращается, и новые месторождения Западной Сибири. При этом введены некоторые ограничения, которые не позволят компаниям искусственно наращивать расходы дабы снизить налогооблагаемую базу. НДПИ полностью не исчезает, но он рассчитывается по новой, существенно сокращенной формуле и будет составлять примерно четверть от текущей ставки. Если эксперимент по применению НДД окажется успешным, то возможно распространение данного режима и на другие месторождения.

Вторая важная тенденция – постепенное обнуление экспортной пошлины. Это связано с тем, что Россия стремится субсидировать глубокую нефтепереработку, сократив субсидии для темных нефтепродуктов. Кроме того, тем самым будут де-факто прекращены субсидии членам Таможенного союза. «Государство преподносит этот режим как некий нейтральный, потому что рост НДПИ корреспондирует со снижением экспортной пошлины. Во многом данный маневр ориентирован на ВИНК. Если у компании нет нефтепереработки внутри своего периметра, они почувствуют удар вследствие увеличения НДПИ и не получат те изъятия, которые есть для ВИНК», – предупреждает Кирилл Викулов.

Третье направление налоговой реформы – субсидирование нефтепереработки. При этом преференции получат не все НПЗ, а лишь их некоторые категории: находящиеся под зарубежными санкциями; производящие автомобильный бензин класса Евро-5; новые НПЗ или предприятия, которые проводят модернизацию мощностей. «Недавно был введен новый специфический инструмент – так называемый демпфер, который вызвал много споров на рынке. Он по сути призван компенсировать 50-60% от дополнительных затрат компаний, которые поставляют топливо на внутренний рынок. В январе-феврале демпфер являлся отрицательным, то есть предполагаются дополнительные доплаты от нефтяных компаний. Сейчас активно ведется диалог по изменению этой формулы, чтобы компенсировать расходы нефтяных компаний, связанные с тем, что цены на бензин, как социально значимый продукт, частично заморожены», – поясняет эксперт.

В сфере налогообложения происходят и другие важные изменения. В частности, государство вводит новые налоговые режимы, призванные гарантировать стабильность реализации новых инвестиционных проектов. Это режимы специальных инвестиционных контрактов и соглашения о защите капиталовложений. «В ближайшее время такие режимы должны заработать и обеспечить стабильность, в том числе и иностранным инвесторам в нефтесервисе, где такой запрос со стороны международных компаний существует больше 10 лет» – подчеркивает К.Викулов.

Рука помощи

Безусловно, укрепление ресурсной базы, внедрение новейших технологий, выстраивание правильных взаимоотношений между государством и недропользователями, совершенствование налоговой системы являются залогом успешного развития российской нефтегазовой отрасли. Но, имея все необходимое для роста, нельзя пренебрегать и теми широкими возможностями, которые открывает международное сотрудничество – как на межгосударственном, так и на корпоративном уровне. Этой теме было посвящено выступление на форуме бывшего министра энергетики Великобритании (в 2010-2012 годах), президента Российско-Британской торговой палаты Чарльза Хендри.

Он отметил, что, даже несмотря на сложности, которые стоят перед нами в политической сфере, все равно продолжают выстраиваться взаимоотношения между британскими и российскими компаниями, в частности между ВР и «Роснефтью», Shell и «Газпромом». Действует большое количество совместных предприятий, российские компании имеют листинг на Лондонской фондовой бирже.

Как подчеркивает Ч.Хендри, в то время как Россия располагает очень богатыми ресурсами углеводородного сырья, добыча в британском секторе Северного моря стагнирует и запасы этой акватории могут быть исчерпаны к 2030-м годам. Но Соединенное Королевство хотело бы продлить свой «нефтяной век». Сделать это можно за счет ввода в эксплуатацию трудноизвлекаемых ресурсов. Иными словами, перед нефтяными отраслями России и Великобритании стоят схожие задачи, которые можно решать сообща.

Великобританию вполне можно считать развитой «нефтяной державой». В ее нефтегазовом комплексе работает примерно 300 компаний, некоторые из которых являются глобальными лидерами и располагают уникальными технологиями (например, в сфере глубоководной добычи). И их опыт мог бы быть полезен России – в частности, при освоении арктического шельфа. При этом можно было бы использовать различные формы взаимодействия, включая государственно-частное партнерство или создание консорциумов с участием ведущих компаний двух стран (как это уже было в случае с ВР и «Роснефтью»). К участию в совместных проектах можно было бы привлечь и небольшие компании.

«Российские нефть и газ будут очень важны для европейского рынка, и не только. Мы поставили определенные цели по декарбонизации экономики, но мы все равно не сможем отапливать наши дома и обеспечить топливом транспорт без традиционного углеводородного сырья. Поэтому очень важна совместная работа британских и российских компаний», – подчеркивает Ч.Хендри.

Но для налаживания такого сотрудничества нужна гармонизация российской и международной нормативно-правовой базы. «Россия должна самостоятельно принять решение относительно использования своих природных ресурсов и участия иностранных партнеров. Мы понимаем, что все иностранные компании являются гостями в вашей стране. Многое зависит от политического решения правительства РФ…», – полагает британский эксперт.

Помимо разведки и добычи нефти и газа, существуют и другие возможные сферы сотрудничества британских и российских компаний. Это, в частности, производство и коммерциализация СПГ, повышение энергоэффективности, утилизация попутного газа. Британская сторона располагает большим опытом и передовыми технологиями во всех этих областях. Наконец, важной зоной взаимодействия могло бы стать развитие сервисного рынка и, в первую очередь, внедрение цифровых технологий в российском НГК.

Турецкие перспективы

Все более важным для России партнером в нефтегазовой сфере становится Турция. Укреплению взаимоотношений двух стран было посвящено выступление на форуме Чрезвычайного и Полномочного Посла Турецкой Республики в России Мехмета Самсара.

«В российско-турецких отношениях в последние годы были взлеты и падения. Тем не менее, дружба победила и наше сотрудничество стало еще крепче, чем раньше. Товарооборот в 2018 году достиг почти $26 млрд, инвестиции с обеих сторон вышли на уровень $20 млрд. Турция импортировала 24 млрд м³ газа и 1,9 млн тонн сырой нефти. Россия стала для нас крупнейшим поставщиком природного газа и третьим по величине поставщиком нефти», – отметил он.

Экономика Турции в последние 15 лет очень активно развивалась, что привело к повышению спроса на энергоносители. Поскольку у страны недостаточно собственных запасов углеводородного сырья, она вынуждена их импортировать. Так, в 2018 году Турция закупила в общей сложности 50 млрд м³ природного газа, доля России составила 48%. Импорт сырой нефти в 2018 году составил 21 млн тонн (доля РФ – 9%).

«Гибкость и независимость от одного источника энергии являются нашим принципом», – подчеркивает турецкий дипломат. Достижению этой цели служит, в частности, расширение газохранилищ. Их объем уже составляет 4 млрд м³, к 2023 году он должен достичь 11 млрд м³. Кроме того, Турция стремится максимально использовать собственные энергетические ресурсы, включая возобновляемые.

Важнейшим элементом стратегии энергетической безопасности для Турции является создание системы транзитных нефте- и газопроводов. Речь идет, прежде всего, о Трансанатолийском газопроводе и проекте «Турецкий поток». Наращиваются также мощности по приему СПГ.

«Россия играет важную роль в обеспечении энергобезопасности Турции. В настоящее время мы принимаем газ из РФ по двум газопроводам. Первый – Трансбалканский газопровод, который идет через Украину, Румынию и Болгарию. По этому маршруту мы получаем газ с 1987 года. Второй трубопровод – «Голубой поток», который находится в эксплуатации с 2001 года. В настоящий момент мы также строим «Турецкий поток», который после ввода в эксплуатацию в конце нынешнего года заменит Трансбалканский газопровод. В Турцию будет поставляться 15 млрд м³ газа в год. Помимо Турции через этот трубопровод будет поставляться газ и в другие европейские страны. То есть Турция будет как конечным потребителем, так и транзитной страной в рамках данного проекта», – отмечает М.Самсар.

Он также особо подчеркнул, что даже в самые сложные периоды взаимоотношений двух стран Турция получала газ из РФ без перебоев. Тем самым Россия подтвердила, что она является надежным поставщиком и партнером.

Еще одна перспективная сфера российско-турецкого энергетического партнерства – реализация проектов в атомной энергетике. Планируется строительство АЭС общей мощностью 200 МВт, состоящей из четырех энергоблоков. Это поможет решить проблему снабжения турецкой экономики относительно дешевой электроэнергией. Россия уже выразила свою готовность инвестировать в этот проект около $20 млрд. «Это является доказательством того, что наши отношения очень прочные. Мы будем работать по принципу build and operate (построить и управлять). Строительство первого блока уже началось, и мы выдали необходимые разрешения на сооружение второго блока. Для того чтобы упростить реализацию этого проекта Турция придала ему статус стратегического инвестиционного проекта, что позволит ему воспользоваться различными налоговыми льготами. Мы также ищем способы расширить участие местных компаний в цепочке поставок для этих проектов», – рассказал турецкий посол.

«Политическая воля с обеих сторон и очень тесные личные отношения между президентами наших двух стран являются теми факторами, которые напрямую влияют на прочность нашего сотрудничества. Энергетика служит лишь одним из секторов, где существует масса возможностей для партнерства», – подытожил М.Самсар.

Мягкая сила

О важной роли международного сотрудничества говорили не только зарубежные, но и российские участники форума. «В последние пять лет мировой энергетический сектор находится в достаточно жестких ограничениях. И нефтегазовая отрасль, наверное, более чем какая-либо другая, испытывает на себе результаты воздействия этих ограничений. Имеются ввиду санкции и в целом геополитическая ситуация» – отмечает Наталия Цайзер, генеральный секретарь Российского Национального комитета Мирового энергетического совета.

Как же преодолеть эти ограничения? Тут Н.Цайзер прибегла к термину «мягкая сила», который изначально относился к политической сфере. Инструменты «мягкой силы» сейчас часто используются в различных секторах экономики. В связи с этим у компаний энергетического комплекса, в частности нефтегазовой отрасли, возникает необходимость неправительственного, негосударственного, неполитического взаимодействия. Выстраивание взаимоотношений на таком корпоративном уровне не только позволят реализовывать инновационные проекты, но и открывает государствам, имеющим те или иные политические противоречия, возможности для диалога.

В качестве примера эффективного действия «мягкой силы» Наталья Цайзер привела тот факт, что Россия, несмотря на имеющиеся геополитические противоречия, была выбрана в качестве места проведения очередного конгресса Мирового энергетического совета. Это мероприятие проходит раз в три года в различных странах и собирает тысячи специалистов энергетических отраслей, его обычно посещают т главы ведущих энергетических держав. В этом году конгресс пройдет в Абу-Даби, а в 2022 году – в Санкт-Петербурге, впервые с 1968 года на территории нашей страны.

«Выигранный конгресс в том числе – это результат диалога, который находился над всей геополитической обстановкой. Результаты голосования определяли представители энергетических компаний, входящие в руководство национальных советов. И более 80% проголосовали за Россию, включая страны Восточной Европы. Мы понимаем, что неполитическое взаимодействие, необходимость развивать коммуникации и компетенции на негосударственном уровне (несмотря на то, что энергетический сектор России во многом представлен компаниями с госучастием) – это очень важный инструмент», – резюмирует Н.Цайзер.