Бурить в сторону
Традиционные месторождения нефти и газа в Западной Сибири заканчиваются. Степень их разведанности и запасов заставляет нефтяников искать новые рынки добычи. Они начали активную экспансию в Восточную Сибирь, осваиваются арктические шельфы, но, как отмечают эксперты, пока затраты нефтяников на эти цели невелики. По прогнозам отраслевых аналитиков, если компании не получат господдержки именно в секторе геологоразведки, ожидать существенного увеличения объемов добычи не стоит.
Западная Сибирь
Прогнозы аналитиков о стагнации нефтедобычи в России на ближайшие годы не оправдались: cпад в мировой экономике не повлиял на объемы добычи нефти в стране. Если в 2008-м, впервые за десять лет добыча уменьшилась на 0,7% в физическом выражении, то уже в 2009 году она выросла на 1,25%, достигнув 494,2 млн тонн. Аналитики не сомневаются, что и в этом году рост как минимум сохранится на прежнем уровне: только в первом полугодии количество добытой нефти превысило объемы первой половины прошлого года на 2,8%. Аналитики полагают, что планка 500 млн тонн может быть преодолена уже до конца текущего года.
В то же время в основном нефтяном регионе страны — Ханты-Мансийском автономном округе, на который приходится порядка 56% общероссийской добычи, в 2009 году впервые за много лет было зафиксировано существенное падение — минус 2,6% (с 277,6 до 270,6 млн тонн). Из десяти основных добывающих компаний региона положительную динамику показали лишь «Роснефть», «Газпром нефть» и «Салым петролиум девелопмент». И, по всей видимости, снижение добычи в Югре продолжится: по итогам первого квартала добыча нефти здесь достигла лишь 65,3 млн тонн, что на 2,3% ниже уровня аналогичного периода прошлого года. Причина в том, что крупные месторождения этого региона уже прошли пик отдачи, и активное применение методов интенсификации нефтеотдачи пласта на них, особенно в 2000-2005 годах, привело к замедлению роста и падению добычи, которая на большинстве месторождений снижается на 4-5% в год. Оставшиеся же в Югре запасы относятся к трудноизвлекаемым, а вновь открываемые месторождения малы для коммерческого использования. Как отмечают в департаменте по нефти, газу и минеральным ресурсам ХМАО, запасы на новых месторождениях (введенных в разработку и пробную эксплуатацию за последние пять лет) невелики: добыча составила лишь 4,5% от всего объема извлеченной в округе нефти. В результате среднесуточная добыча нефти в первом квартале этого года в ХМАО упала на 17,3 тыс. тонн до 725,6 тыс. тонн.
Так, даже с учетом ввода новых месторождений, суточная добыча нефти «Сургутнефтегазом», для которого ХМАО являлся базовым регионом, снизилась с 2006 года по конец первого полугодия 2010 года на 10%. Сейчас средний дебит скважин компании составляет 9,6 тонны в секунду: ниже среднего показателя по стране (9,9 тонн в секунду).
Добыча «Лукойла» в этом регионе в последние два года сокращалась на 6% ежегодно. Согласно отчетам компании, с 2007 года отдача двух его крупнейших месторождений: Тевлинско-Русскинского и Ватьеганского — сократилась на 12% (до 8,3 млн тонн в 2009 году) и 13% (до 7,7 млн тонн) соответственно.
Падает добыча и на ряде крупных участков «Роснефти». Поддерживать высокий уровень по сравнению с остальными ей помогает только Приобское месторождение, доставшееся от ЮКОСа: оно дает почти треть добычи компании (33,8 млн тонн в 2009 году), а его производительность выросла за три года на 24%.
ТНК-ВР прогнозирует падение добычи нефти на своих предприятиях в ХМАО на 3%. Добыча углеводородов этой компанией в Западной Сибири будет поддерживаться главным образом за счет активной разработки Уватского проекта.
Решить проблему падения добычи в Западной Сибири можно было бы, введя в строй около 11 тыс. бездействующих скважин: они способны ежегодно давать до 30 млн тонн и на треть увеличить ежегодный объем добычи нефти в России. Но для вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) они не привлекательны и считаются низкорентабельными. По словам нефтяников, разработка небольших месторождений требует практически таких же инвестиций в геологоразведку и обустройство, как и крупных, так как к ним помимо прочего нужно применять методы интенсификации. Кроме того, требование утилизировать не менее 95% попутного нефтяного газа делает необходимым строительство соответствующих мощностей, что также ведет к удорожанию добычи.
Восточная Сибирь
Истощение основных западносибирских месторождений привело к тому, что нефтяные компании основную ставку сделали на развитие новых регионов: Восточной Сибири, Каспийского шельфа, Тимано-Печерского бассейна. Именно за счет запуска в эксплуатацию новых крупных месторождений преимущественно в этих регионах и был обеспечен общероссийский рост добычи в 2009 году. Так, «Роснефть» год назад начала разработку Ванкорского месторождения в Восточной Сибири: оно уже принесло компании 3,6 млн тонн нефти, а прогноз по пиковой добыче — 25 млн тонн. Масштабы новых проектов «Сургутнефтегаза» в Восточной Сибири несколько меньше: Талаканское месторождение за 2009 год дало около 2,4 млн тонн нефти (пиковая добыча ожидается на уровне 6,5 млн тонн). Введенные в 2009 году компанией ТНК-ВР месторождения Каменное и Верхнеченское (Восточная Сибирь), а также два участка Уватcкой группы прибавили 5,1 млн тонн. «Лукойл» сделал ставку на Южное Хыльчую (НАО, введено летом 2008 года), которое принесло ему в этом году порядка 6,6 млн тонн, а также на развитие Каспия (месторождение Юрия Корчагина и Владимира Филановского, ежегодная добыча на которых ожидается на уровне 2,2 и 8,5 млн тонн нефти в год).
Интересно, что еще пару лет назад ВИНКи не спешили вкладывать средства ни в разведку, ни в разработку этих месторождений. Одна из причин заключается в том, что в Западной Сибири месторождения лежат густо, образуя нефтегазоносные провинции, в Восточной Сибири они разбросаны по всему огромному региону. Углеводороды залегают глубже, поэтому добыча их обходится втрое дороже, чем в Западной Сибири. Другая особенность восточносибирского региона (за исключением Ванкорского месторождения) — здесь нет чисто нефтяных пластов. Вместе с нефтью компании вынуждены добывать газ. Это не только удорожает экономику проектов, но и ставит нефтяников перед необходимостью вести сложные переговоры с «Газпромом».
Вместе с величиной тарифов на прокачку по трубопроводу «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО), утверждали нефтяники, себестоимость добычи барреля нефти доходила до $80. «Получается, что добыча становилась рентабельной только при условии, что мировые цены подскочат до $137 за баррель»,— отмечали в «Роснефти».
Главным стимулом для выхода ВИНК в новые регионы послужило введение в 2009 году всевозможных финансовых преференций для компаний, работающих в нефтегазовых провинциях с неразвитой инфраструктурой. Так, с начала прошлого года для месторождений на континентальном шельфе, Ямале и в Тимано-Печорском бассейне были введены налоговые каникулы, которые будут действовать, пока объем добычи не превысит 35 млн тонн или не пройдет 10 или 15 лет (в зависимости от лицензии). А в июле после продолжительных дискуссий с крупными нефтяными компаниями правительство приняло постановление об обнулении с 1 декабря 2009 года таможенных пошлин на экспорт нефти с 13 месторождений Восточной Сибири на три года. Если прибавить к этому каникулы по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для новых месторождений Восточной Сибири, которые были введены еще в 2007 году, то добыча нефти в этом регионе осуществляется практически в абсолютно безналоговом режиме.
По оценкам аналитиков, обнуление экспортной пошлины было выгодно, прежде всего, НК «Роснефть», которая активно осваивает Ванкор, владеет лицензиями на месторождения Юрубчено-Тохомской зоны и 26-процентной долей в Верхнечонском месторождении. Но и другие игроки нефтяного рынка, работающие в Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции, не должны были остаться внакладе, в частности «Сургутнефтегаз» и ТНК-ВР. Это позволило бы «Роснефти» после уплаты налога на прибыль в 2010–2013 годах сэкономить $3,3 млрд, «Сургутнефтегазу» — $1,4 млрд, ТНК-BP — $0,8 млрд (исходя из прогнозируемой на тот момент цены на нефть марки Urals в $60 за баррель).
Но радоваться нефтяникам пришлось недолго. Минфин России, выступая за повышение налогов в нефтегазовой отрасли на фоне дефицита бюджета, уже добился частичного возврата экспортной пошлины для нефти Восточной Сибири, отмененной в результате обнуления на полгода. В итоге сами компании, по данным аналитиков, пока не спешат вкладывать в разработку новых месторождений. По сведениям начальника отдела аналитических исследований ИК «Универ капитал» Дмитрия Александрова, в первом квартале 2010 года капвложения в целом по отрасли сократились примерно на 20% в сравнении с первым кварталом 2009 года, когда цены на нефть только начали подниматься от уровня $40 за баррель. «Компании заявляют, что их капитальные затраты значительно увеличатся в течение последующих кварталов, но, тем не менее, ситуация очень тревожная: копится отставание к годовому плану»,— отмечает эксперт. Например, «Лукойл» не намерен возвращаться к докризисным уровням инвестиций. Судя по данным ЦДУ ТЭК, рост капзатрат в первом квартале текущего года наблюдается только у «Сургутнефтегаза», «Славнефти» и «Башнефти». Что же касается других компаний, то по сравнению с первым кварталом прошлого года этот показатель упал примерно на 3% у «Роснефти», более чем в два раза у «Газпром нефти», примерно на 30% у «Татнефти» и на 40% у «Русснефти», уточняет Дмитрий Александров.
Дальнейшие условия
В краткосрочной перспективе инвестиции в эксплуатационное бурение формируют позитивный прогноз добычи нефти в стране. «Основное условие роста добычи — развитие Ванкора. Если месторождение выйдет на проектные уровни добычи, то до 2014 года рост добычи сохранится. В 2014 году производство нефти может достичь 520 млн тонн»,— уверен Денис Борисов из «Банка Москвы». ТНК-ВР заявляет о росте инвестиций в Уват, Оренбургские проекты и месторождения, примыкающие к Ванкору. Роста инвестиций можно ожидать от «Башнефти», на стабильном уровне держит их «Татнефть». Объем инвестиций «Роснефти» остается под вопросом в связи с отменой налоговых льгот на экспорт ванкорской нефти, заключает господин Борисов. Дальнейшее будет зависеть от цены нефти, налоговых стимулов и готовности частных компаний расширять инвестиции в проекты добычи на территории России. Пока цена нефти стабильна, а вот условий для расширения деятельности частных компаний не хватает. «Продержаться на прежних запасах лет десять можно, но потом без развития новых нефтегазовых провинций не обойтись»,— говорит Дмитрий Александров. По оценкам «Банка Москвы», без налоговых льгот и прочих стимулов для недропользователей, включая малые и средние компании, Западная Сибирь будет терять от 1% до 6% добычи ежегодно. «Это очень серьезное падение. Оно может привести к тому, что даже ввод новых месторождений на шельфе не компенсирует падения добычи в Западной Сибири»,— заключает Денис Борисов.