Для добычи нефти и газа в прошедшее десятилетие характерен беспрецедентный рост инвестиций в разработку. Причины тому были как технические, которые заключались в снижении темпов прироста качественных запасов, так и общемировые: рост затрат на исходные материалы и рабочую силу.
Фото: Reuters
Эра дефицита
Если до 2002 года соотношение объема доказанных запасов к добыче (R/P), хоть и нестабильно, но росло, достигнув комфортных 54 лет, то начиная с 2003 года, это соотношение стало резко падать, сократившись к 2006 году на 10% до 49 лет. Основная причина была в практически нулевом либо минимальном росте запасов в таких традиционных регионах добычи, как Северная Америка, Европа, Юго-Восточная Азия и Западная Африка. К 2003 году эти регионы обеспечивали треть мировой добычи нефти и более 40% добычи газа, и для сохранения доли рынка необходимы были новые точки роста.
Компании столкнулись с дефицитом крупных месторождений с высокими добычными характеристиками. Если в 2003-2004 годах средний размер месторождения, вводимого в эксплуатацию, составлял 140 млн бнэ, то уже к 2006 году он снизился до 80 млн бнэ. Комфортно себя могли чувствовать разве что страны Ближнего Востока с их огромными высококачественными запасами нефти и газа и страны СНГ. Впрочем, если в России с 2003 года и вводилось в эксплуатацию как минимум одно месторождение с объемом более 1 млрд бнэ ежегодно, то ресурсная база пополнялась, как правило, средними и мелкими месторождениями с запасами менее 100 млн бнэ.
Как правило, увеличение доли мелких месторождений в разработке напрямую сказывается на снижении рентабельности, поскольку удельные издержки таких разработок существенно выше. Исключением могут быть месторождения-спутники, которые не требуют значительных капитальных вложений в инфраструктуру. Так, удельные инвестиции в разработку месторождений Северного моря с запасами менее 50 млн бнэ будут не ниже $20/бнэ, а для более крупных месторождений они могут снижаться до $10/бнэ.
Логично в данной ситуации выглядела экспансия компаний в новые регионы, где можно было рассчитывать на крупные открытия. Как правило, для морских бассейнов это означает развитие более глубоководных территорий, а для наземных провинций — удаленных регионов, где отсутствует развитая инфраструктура. Помимо этого в США актуальность приобретают трудноизвлекаемые запасы нефти и газа, разработка которых могла переломить многолетний тренд падающей добычи.
Во всех случаях затраты на разработку существенно возрастают, что, собственно, и произошло в последнее десятилетие, благо темпы роста цен на углеводороды позволяли компаниям увеличивать расходы. По данным U.S. Energy Information Administration, инвестиции в секторе добычи выросли с чуть более $100 млрд в 2003 году до $370 млрд в 2013 году, а вместе с операционными затратами расходы превысили $600 млрд. При этом стоит отметить, что добыча за этот же период выросла менее чем на 20% — с 47 млрд до 55,5 млрд бнэ. Таким образом, в среднем затраты компаний на добычу одного барреля увеличились с $4 до $11.
Дно цены
На сегодня главным центром глубоководной добычи является "золотой треугольник" Атлантика--Мексиканский залив, шельф Бразилии и Западной Африки. В этом регионе сосредоточено порядка 90% разрабатываемых морских запасов углеводородов. Мексиканский залив стал пионером глубоководного бурения еще в 1990-х годах, а в 2000-х такие скважины появились на шельфе Западной Африки (Гвинейский залив) и Южной Америки (бассейны Сантос, Кампос и др.) Со временем "глубоководность" месторождений продолжала расти: если в 2003 году она составляла около 2 км, то к 2013 году уже достигала 3 км.
В остальных регионах добычи хоть и менее заметно, но также наблюдается тенденция к увеличению глубоководности месторождений. К примеру, в Средиземном море знаковым стало открытие в водах Израиля сверхглубоких крупных месторождений Левиафан и Тамар с запасами 5 млрд бнэ. В Юго-Восточной Азии средняя глубина воды увеличивалась за счет крупномасштабной разработки крупных запасов на шельфе Австралии (рост средней глубины воды с 50 м до 350 м) и единичных глубоководных проектов в Индонезии и Индии.
Для сравнения: в России морские проекты реализуются на мелководных шельфах глубинами 10-50 м, это сахалинские проекты, Приразломное в Печорском море, проекты ЛУКОЙЛа в Северном Каспии и на Балтике. Наиболее глубоководными в регионе остаются каспийские проекты Азербайджана на глубинах 100-180 м.
Глубина воды напрямую определяет стоимость как бурения, так и обустройства. Если на глубинах менее 100 м технически и экономически обосновано применение более дешевых самоподъемных установок и стационарных платформ, то бОльшие глубины требуют использования значительно более дорогостоящих плавучих буровых установок и платформ. Уже не редкость, когда стоимость крупной плавучей глубоководной платформы превышает $1 млрд.
С ростом средней глубины разработки повышался и спрос на плавучую технику. Если в 2003 году флот плавучих установок для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO) насчитывал около 90 единиц, то к 2013 году вырос почти вдвое — до 175 единиц. Повышенный спрос не преминул сказаться и на стоимости плавучей техники: с 2003 по 2013 год средняя стоимость арендных ставок плавучих буровых установок выросла со $120 тыс. до $400 тыс. в день, аренда плавучих платформ подорожала с $6 до $24 за тонну, а удельные затраты на подводные добычные комплексы, которые активно применяются в глубоководной разработке, выросли в три раза. Росли цены и на стационарные буровые установки и платформы, но в тренде роста цен на металл, который подорожал за последнее десятилетие в два с половиной раза.
Морские бассейны Южной Америки и Западной Африки более выгодно отличаются от Северного моря, поскольку менее выработаны и доля крупных месторождений там относительно высока. Тем не менее большие глубины удерживают стоимость их разработки в пределах $15-20 за бнэ. Схожий уровень удельных затрат в этих бассейнах объясняется зеркальной геологической структурой, хотя начало разработки крупнейших запасов в бассейнах Сантос и Кампос в Бразилии позволило несколько снизить удельную стоимость разработки в Южной Америке относительно Западной Африки.
Добыча в Юго-Восточной Азии была традиционно низкозатратной благодаря крупным запасам, сконцентрированным на мелководных шельфах ($3-5 за бнэ), но в последние годы, столкнувшись с их истощением, компании начали активно изучать месторождения со сложными добычными характеристиками. Однако ключевым фактором увеличения средней стоимости разработки в регионе до $15 за бнэ стала разработка крупных запасов газа на шельфе Австралии. Дело в том, что для поставок газа на рынки Китая, Японии и Южной Кореи необходимо строительство дорогостоящих заводов по производству СПГ. К примеру, завод по производству СПГ на проекте Плуто с запасами 790 млн бнэ обошелся оператору в $15 млрд, или $18 за бнэ.
Четверть мирового потенциала
Удорожание традиционной наземной разработки также было неизбежно, но менее драматично, поскольку принципиально новых технологий и оборудования не требовалось, а повсеместное внедрение гидроразрыва пласта, конечно, увеличивало общую стоимость бурения, но не столь значимо. Рост затрат обуславливался прежде всего общемировым ростом цен на исходные материалы: металл, рабочую силу и прочее. В труднодоступных материковых регионах дополнительным фактором была и остается сложная логистика. К примеру, если разработка месторождения среднего размера в Западной Сибири потребует инвестировать в него в среднем $4-8 за бнэ, то его аналог в Ямало-Ненецком АО — от $10 за бнэ.
Куда выше удельные затраты на разработку трудноизвлекаемых запасов в США. Десять лет назад средняя стоимость разработки одного барреля в регионе составляла менее $5, а к 2013 году она достигла $25. Причина тому высокая капиталоемкость разработки сланцев, обусловленная крайне интенсивным бурением, необходимым для компенсации быстрых темпов падения дебита скважины. Не дешевле обходится и разработка месторождений в акватории Северного моря, где на фоне падающей добычи компании начали развивать арктические территории. Сложные условия разработки, помноженные на относительно невысокие запасы новых месторождений, и поднимают стоимость удельных инвестиций на уровень $25 за бнэ и выше.
Средняя стоимость разработки на Ближнем Востоке и России хоть и выросла, как минимум, в два раза за последнее десятилетие, до $6 и $8 за бнэ соответственно, тем не менее это существенно ниже стоимости глубоководных проектов и разработок трудноизвлекаемых запасов. Огромные высококачественные запасы стран Ближнего Востока позволят еще долго удерживать лидерство по стоимости разработки углеводородов, тогда как в России тренд на дальнейшее удорожание очевиден. На фоне дефицита крупных открытий в Западной Сибири актуальность приобрели проекты Тимано-Печоры, Ямала, Восточной Сибири, где удельные затраты существенно выше, а стоимость разработки шельфовых проектов будет сопоставима с аналогами Северного моря.
В целом новые центры добычи, сформированные за прошедшее десятилетие, определили уровни затрат, которые стоит закладывать в оценку будущих новых проектов. Дальнейшего роста стоимости разработки ожидать не стоит, но и на снижение рассчитывать не приходится, поскольку доля дорогостоящих проектов в портфелях компаний будет увеличиваться. В последующее десятилетие центры глубоководной добычи должны пополнить Средиземное море и Восточная Африка, постепенно замещая относительно дешевые нефть и газ, поставляемые странами Северной Африки.
Аргентина и Китай уже начинают активно инвестировать в разработку своих огромных трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. В России первые шаги по изучению трудноизвлекаемой нефти уже сделаны, и поскольку на нее приходится четверть всех мировых запасов такой нефти, этот потенциал рано или поздно будет реализован. Ну и, наконец, огромные перспективы Арктики, а ведь запасы только Штокмановского месторождения — около 25,5 млрд бнэ — стимулируют ее дальнейшее развитие — конечно, если это позволит уровень цен на углеводороды.