Лимит будущего

По данным Роснедр, нефтяных запасов при ежегодной добычи на уровне в 500 млн тонн России хватит на 20-25 лет. Однако на уровне отдельно взятых нынешних игроков нефтегазового рынка картина не столь очевидна. У каждой компании свои подходы, свое будущее и возможно свой отпущенный срок жизни.

Сегодня на долю РФ приходится около 14% мировой нефтедобычи. С мая 2015 года мы вышли на первое место в мире по добычи нефти, обогнав Саудовскую Аравию. Однако по запасам нефти у нас лишь восьмое место — около 5% мирового объема.

Новые разведданные

Российские нефтегазоносные провинции крайне неравномерно изучены. Старые нефтегазодобывающие регионы, такие как Волго-Уральская НГП, с высокой степенью разведанности начальных суммарных ресурсов имеют самые высокие показатели выработанности запасов. К регионам, обладающим значительным неосвоенным ресурсным потенциалом, следует отнести Восточно-Сибирскую мегапровинцию и континентальный шельф страны, где показатель разведанности варьируется от 20% до 7% соответственно. По данным Роснедр, разведанность начальных суммарных ресурсов главного нефтегазодобывающего региона страны — Западно-Сибирской НГП — незначительно превышает 50%. Несмотря на значительную выработанность запасов, в Западной Сибири есть что разведывать и осваивать. Страна располагает ресурсами нетрадиционных видов углеводородного сырья, значительно превышающими объемы разрабатываемых в настоящее время месторождений нефти и газа. Практическое освоение этих ресурсов в большинстве случаев затруднено в связи с малой изученностью, отсутствием апробированных методик подсчета запасов и ресурсов, а также технологий добычи, низкой конкурентоспособностью по сравнению с традиционными углеводородными ресурсами. Экономически оправданы разведка и освоение таких запасов в старых нефтедобывающих районах: Татарстане, Башкирии, Пермском крае, Саратовской и Оренбургской областях.

Действительно, у России есть большой потенциал поддержания добычи нефти на нынешнем уровне. Но у каждой компании свои подходы к этому.

Лицензия на богатство

К концу прошлого года лицензионный фонд компании "Роснефть" насчитывал 858 лицензий, из которых 50 были предоставлены на шельфовые участки. По итогам 2015 года "Роснефть" пробурила 100 поисково-разведочных скважин с успешностью 80%, открыла 5 новых месторождений (2 из них на шельфе) и 64 новых залежи. Поисково-разведочное бурение составило 223 тыс. м. Основные направления прироста запасов: Западная Сибирь — 186,5 млн тонн нефти и 72,2 млрд куб. м газа, здесь на юге Тюменской области открыто Таврическое месторождение; Восточная Сибирь — 49 млн тонн нефти и 43,6 млрд куб. м газа.

"Роснефть" готовит к вводу в разработку три крупных нефтяных месторождения — Сузунское, Тагульское и Лодочное, что вместе с разрабатываемым Ванкорским позволит сохранить производство нефти на севере Красноярского края на уровне 35-40 млн тонн.

Приоритетной для "Роснефти" объявлена разведка в Арктике. Уже первые геологоразведочные проекты, выполненные в российской части Арктики, позволили компании утверждать, что нефтегазовый потенциал осадочных бассейнов российского арктического шельфа сравним с потенциалом крупнейших нефтегазоносных регионов мира.

Межрегиональный поиск

Одним из традиционных лидеров по объемам поискового и разведочного бурения в стране является "Сургутнефтегаз". Сейчас компания сделала упор на разведку и разработку оставшихся ресурсов в традиционном регионе своей работы — Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, приступив к реализации уникальных программ по разработке трудноизвлекаемых ресурсов баженовской свиты. Не так давно руководство "Сургутнефтегаза" объявило, что новым добывающим кластером в Западной Сибири должна стать группа месторождений в Уватском районе на юге Тюменской области и в прилегающих районах ХМАО, где у компании 12 лицензионных участков, на которых сосредоточено 7 месторождений с извлекаемыми запасами нефти С1 и С2 40 млн тонн. По словам геологов компании, здесь было обнаружено еще несколько месторождений с запасами по этим категориям 60 млн тонн.

Но "Сургутнефтегаз" давно перестал быть монорегиональной компанией, ориентированной лишь на один центр нефтедобычи — Западную Сибирь. ВИНК наращивает разведку и разработку ресурсов в Восточно-Сибирской и Тимано-Печорской провинциях. В прошлом году на Восточную Сибирь пришлось 23,6% общего объема разведочного бурения, которое велось на участках в Республике Саха (Якутия), Иркутской области и Красноярском крае. В целом в прошлом году компания открыла 2 месторождения и 32 новые нефтяные залежи. Поисково-разведочное бурение достигло 202,8 тыс. м при показателе успешности 70%. Прирост извлекаемых запасов нефти по категории С1 составил 76,8 млн тонн.

Новые залежи

ЛУКОЙЛ ведет поиск и разведку углеводородного сырья в 14 регионах России и на шельфе Каспийского, Балтийского и Азовского морей. На Западную Сибирь и Большехетскую впадину на территории ЯНАО приходится больше половины доказанных запасов углеводородов ВИНК, тогда как на международные проекты — около 10%. Прошлый год стал одним из самых успешных для геологоразведки компании: было открыто 14 месторождений и 38 новых залежей, а инвестиции, направленные на геологоразведочные работы (ГРР), составили 31,7 млрд руб. Разведанные запасы могут в перспективе компенсировать снижение добычи углеводородного сырья. Среди основных направлений геологоразведки: Имилорско-Источный лицензионный участок в Западной Сибири, Денисовская впадина в Тимано-Печоре, Центрально-Каспийский участок и Ракушечное месторождение на Каспии, а также Самарская и Ульяновская области.

С 2005 года ЛУКОЙЛом в Западной Сибири при доразведке уже открытых месторождений открыты 72 новые залежи (30% общего количества открытых запасов), в Предуралье и Поволжье было открыто 30 месторождений (48%). Что немаловажно, срок ввода этих запасов в разработку составляет от года до трех лет благодаря наличию развитой инфраструктуры.

Но самые крупные открытия за последние десять лет были сделаны ЛУКОЙЛом в новых нефтегазоносных провинциях в Тимано-Печоре и в акватории Каспия. По словам руководства компании "ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть", строительство новых нефтедобывающих платформ для морских проектов на шельфе Балтийского моря должно начаться в 2017 году, а добыча — в 2021 году. Государство весной текущего года гарантировало получение лицензий на разработку полезных ископаемых при установлении факта открытия месторождений на участках в Балтийском море, право пользования недрами которых в целях геологического изучения было получено до введения в 2008 году ограничений доступа частных компаний к шельфу.

Бензиновый фильтр

В октябре правительством было принято решение о переносе с 1 января на 1 июля 2016 года полного перехода топливного рынка на "Евро-5". Решение было вынужденным, в противном случае дефицит бензина на рынке в 2016 году мог составить от 1,8 млн до 3,8 млн тонн. Это неизбежно привело бы к росту цен на бензин.

С начала года бензин подорожал на 5,7%, дизельное топливо — на 1,4%. Однако сейчас, когда на российских НПЗ завершаются осенние ремонты, производство автобензинов и дизтоплива продолжает расти. Соответственно, цены на топливном рынке остаются сравнительно стабильными. По данным ЦДУ ТЭК, за последнюю октябрьскую неделю и начало ноября в России произведено 719 тыс. тонн автобензина, 635 тыс. тонн было отгружено на внутренний рынок. Дизтоплива было произведено 1223 тыс. тонн, 586 тыс. тонн поставлено на внутренний рынок. Эти показатели выпуска топлива соответствуют сентябрьскому уровню. Таким образом, рост производства моторных топлив означает тенденцию к увеличению объемов отгрузок на внутренний рынок. Что, в свою очередь, должно сдерживать рост цен на топливо.

Как считает эксперт компании "Делойт" Камилла Жалилова, "цена на топливо, традиционно считающаяся драйвером общей инфляции, в настоящий момент, наоборот, сдерживает, насколько это возможно, раскручивающийся маховик роста цен".

Однако в Минэнерго опасались, что ситуация на российском топливном рынке может сильно измениться в 2016 году, после полного перехода к обороту топлива класса "Евро-5". По его подсчетам, если перейти на "Евро-5", как и планировалось изначально, с 1 января следующего года, то дефицит бензина на рынке в 2016 году может составить от 1,8 млн до 3,8 млн тонн. И даже при оптимистичном прогнозе, при условии что в первом квартале следующего года будут введены производственные мощности еще на 2,8 млн тонн "Евро-5", получалось, что при максимальном потреблении дефицит может составить около 1 млн тонн. Чтобы избежать дефицита топлива, глава Минэнерго Александр Новак предлагал обязать компании поставлять на внутренний рынок не менее 90% произведенного ими топлива, а оборот "Евро-5" отсрочить еще на год.

Опасения нельзя назвать беспочвенными. Еще в мае нефтяные компании предупреждали Минэнерго о возможном сокращении производства бензинов по сравнению с запланированным ранее на 1,1 млн тонн (с 40,8 млн тонн до 39,7 млн тонн), а бензина "Евро-5" — на 2,7 млн тонн (с 35,3 млн тонн до 32,6 млн тонн). Такие изменения в планах стали следствием того, что ряд нефтекомпаний перенес сроки модернизации своих НПЗ. Напомним, согласно четырехсторонним соглашениям между нефтяными компаниями, ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом, которые были подписаны в 2011 году, компании обязались модернизировать свои НПЗ для производства нефтепродуктов более высокого качества и увеличения объемов их выпуска.

В итоге в октябре по результатам совещания у премьера Медведева правительством было принято компромиссное решение продлить срок оборота бензина класса "Евро-4" на полгода — до 1 июля 2016 года.

По оценкам Камиллы Жалиловой, причины вероятных задержек модернизации заводов кроются как в сокращении объемов инвестирования, связанном с ухудшением общей экономической ситуацией, так и с обсуждением изменения параметров или даже отмены так называемого налогового маневра, направленного на повышение эффективности (и прибыльности) нефтепереработки, наконец, с дефицитом длинных денег.

Говоря о прогнозах топливного рынка в следующем году, можно предположить, что перенос сроков перехода на бензин "Евро-5" и требования правительства поставлять 90% топлива на внутренний рынок несколько снизят вероятность резких ценовых колебаний на рынках.

Что касается сроков завершения модернизации нефтяными компаниями своих НПЗ, то, как считает управляющий редактор московского офиса Platts Надежда Родова, "проекты модернизации, которые находятся в продвинутой стадии, будут завершены, поскольку оборудование уже заказано и в основном оплачено", новые же проекты "могут быть отложены".

Взгляд за горизонт

"Газпром нефть" начинает активно осваивать нефтяные месторождения Ямала. В последние три года компания ежегодно инвестирует в геологоразведочные проекты 35-40 млрд руб. Целевой ориентир — ежегодное восполнение извлекаемых запасов промышленной категории, что во многом предопределяет активность доразведки в традиционных регионах, в том числе за счет ведения эксплуатационного бурения.

В России традиционными регионами, в которых "Газпром нефть" активно ведет геологоразведку, являются Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, где сосредоточены основные добывающие активы компании. Север ЯНАО, Иркутская область, Республика Саха (Якутия) и Красноярский край — здесь выполняются поисково-разведочные проекты, которые способны обеспечить подготовку ресурсной базы для добычи в среднесрочной перспективе. Кроме того, новым центром геологоразведки для ВИНК стала Оренбургская область благодаря приобретению там лицензионных участков, отмечают специалисты "Газпром нефти". В среднесрочной перспективе приоритетными направлениями ГРР останутся Восточная Сибирь, Оренбургская область и приарктическая часть ЯНАО. Чонская группа месторождений, Куюмбинский кластер, Мессояхская группа — активы, для которых ВИНК сформировала и утвердила собственные комплексные программы изучения.

Хороший рост должны показать арктические проекты компании. На Приразломном "Газпром нефть" рассчитывает до конца года добыть 800 тыс. тонн (300 тыс. тонн в 2014 году), удвоить добычу в 2016 году, а в 2017-м добавить еще 1 млн тонн. Первый российский нефтяной проект на шельфе Арктики рентабелен при уровне цен $50-60 за баррель, однако компания не собирается останавливать добычу и при более низкой стоимости нефти.

Арктический вектор

Освоение нефтегазовых ресурсов обширных арктических нефтегазоносных территорий (южные части Ненецкого и Ямало-Ненецкого автономных округов) ведется на протяжении длительного времени, обеспечивая большую часть производства газа в стране и значительную часть нефтедобычи. При этом очевидно, что разведка в арктических районах во многом не только предопределит добычу в российской арктической зоне до 2030 года, но и в перспективе компенсирует падение добычи в традиционных нефтегазовых районах.

На российском арктическом шельфе реализуется в настоящее время один пилотный добычный нефтяной проект — разработка Приразломного месторождения, кроме того, проводится доразведка Долгинского месторождения в Печорском море. "Для России освоение арктического шельфа — собственно континентального шельфа и территориального моря — может рассматриваться как источник углеводородного сырья лишь в долгосрочной перспективе: далеко за горизонтом 2030 года. Основной акцент здесь будет сделан на выявлении и разработке нефтяных месторождений, поскольку избыток газа на уже подготовленных месторождениях суши делает нецелесообразными инвестиции в ресурсы на шельфе при любом разумном уровне цен на сырье",— утверждает академик РАЕН Михаил Григорьев, директор ООО "Гекон", член научного совета Российской академии наук по проблемам геологии и разработки месторождений нефти, газа и угля. Эксперт полагает, что "геологоразведочные гравимагнитные, сейсмические и схожие работы будут выполнены российскими организациями в срок и в объемах, предусмотренных лицензиями, а вот проведение поисково-оценочного бурения (широкомасштабного, как ранее предполагалось)" в Арктике будет отложено.

Первый нефтяной российский проект на арктическом шельфе "Приразломный" уже рентабелен даже при $50-60 за баррель. Несколько поколений отечественных геологов проводили успешную разведку в Арктике, чтобы такой проект состоялся

Конец нефтяной эпохи?

Резкое падение цен на нефть в 2014 году многие эксперты сочли событием знаковым. Для некоторых из них это не просто спад, вызванный резким ростом мировой добычи, а сигнал о приближающемся конце целой эпохи, о том, что в ближайшие десятилетия нефть может перестать быть главным энергоносителем мира. Есть ли основания для таких прогнозов?

В 1956 году геофизик Кинг Хабберт сформулировал теорию пика нефти. Согласно этой теории, рано или поздно извлекаемые запасы будут исчерпаны, добыча нефти достигнет пика, а затем пойдет на спад и мир столкнется с дефицитом этого сырья. В последние десятилетия много говорилось о приближающемся пике запасов и добычи. Но рост мировой добычи быстрыми темпами, во многом приведший к прошлогоднему падению цен на нефть, вроде бы говорит о том, что до пика еще далеко.

Нефтяная эпоха началась около 150 лет назад. Спрос на нефть тогда возник отчасти из-за дефицита китового жира, который использовался в освещении. Вскоре нефть стала важнейшим источником сырья в таких сегментах, как электроэнергетика, транспорт, нефтехимия. Спрос на нее рос стремительно, подстегивая глобальный экономический рост и коррелируя с ним. С 1965 года по сегодняшний день мировой спрос на нефть вырос почти втрое. Но если в 1970-х нефть обеспечивала около 50% всего мирового спроса на энергоресурсы, то с тех пор эта доля неуклонно падает. Сегодня она составляет около 30%. С 1980-х спрос на энергоресурсы в целом рос в среднем более чем на 2% в год, а на нефть — всего на 1% в год. В основном это происходит из-за сокращения потребления нефти как сырья для выработки электроэнергии. Значительную часть спроса на нефть обеспечивает нефтехимия. Но доля этой отрасли в мировом потреблении нефти относительно небольшая (5-10%), и в ней тоже произошли существенные сдвиги. Доля сырой нефти в качестве источника сырья для нефтехимии снизилась с примерно 70% в 1980-х годах до менее чем половины сегодня.

В последние десятилетия прирост мирового потребления нефти происходил в основном благодаря транспорту, особенно автомобильному: там оно росло в среднем на 2,4% в год в 1980-2014 годах. Доля автотранспорта в мировом спросе на нефть увеличилась за этот период с 30% до 44%. Поэтому прогнозы дальнейшего роста спроса на нефть обычно связываются с автотранспортом. Рост численности населения вообще и среднего класса в частности должен по идее привести к росту количества машин и потребления топлива.

Но спрос на нефть в качестве топлива для легковых автомобилей, которые обеспечивают две трети спроса всего автотранспорта, может достичь пика до 2030 года в связи с рядом перемен структурного характера. Во-первых, КПД двигателя внутреннего сгорания существенно повысился. В среднем автомобиль на бензине сегодня потребляет на 30% меньше топлива на 100 км, чем всего десять лет назад. Во-вторых, стремительно сокращается совокупная стоимость владения автомобилем с электродвигателем. В 2020 году, по оценкам McKinsey, в Европе такие автомобили могут занять 20% рынка, а в 2030-м — до 60%. В-третьих, в качестве топлива для автотранспорта стремительно набирает популярность природный газ, который позволяет снизить выбросы вредных веществ в атмосферу и совокупную стоимость владения. В последние десять лет мировой парк автомобилей на газомоторном топливе рос на 25% в год и достиг около 20 млн единиц в 2013 году. В-четвертых, меняются модели поведения и предпочтения потребителей. Новые мобильные приложения позволяют оптимизировать маршруты и избегать пробок, что приводит к значительной экономии топлива. Все больше людей предпочитают не владеть собственной машиной, а использовать автомобиль совместно с кем-то еще: количество автомобилей и пользователей такими услугами в мире выросло почти в десять раз за последние десять лет. Основной рост потребления топлива прогнозируется в развивающихся странах. Но именно в этих странах урбанизация идет настолько масштабно, что целесообразность владения личным транспортом снижается. Наконец, распространение беспилотных автомобилей тоже может заметно сократить потребление топлива.

Хотя перечисленные выше тенденции, подталкивающие к снижению потребления топлива, уже весьма заметны, до сих пор их эффект компенсировался благодаря росту спроса в развивающихся экономиках. По прогнозу McKinsey ожидается, что Китай, Индия и страны Африки могут обеспечить около 60% роста мирового спроса на нефть в течение следующих 10-15 лет. Но если они пойдут по пути энергосбережения, использования новых технологий, видов топлив и альтернативных источников энергии, эти прогнозы окажутся сильно завышенными. Пример: ВВП на душу населения в США и Японии сопоставимы. Но энергопотребление в Соединенных Штатах в расчете на человека в год в два раза больше, чем в Японии. Один из ведущих западных экспертов по энергетике, Эми Майерс Яффе из Калифорнийского университета, в нынешнем году на форуме в Давосе сделала смелый прогноз: в течение ближайших 20 лет глобальный спрос на нефть достигнет пика. Госпожа Яффе считает, что к этому приведут стремительный рост производительности в промышленности, использование мобильных технологий в логистике, быстрая урбанизация, нарастание политической нестабильности в ключевых регионах развивающегося мира и ставка все большего числа стран на возобновляемые источники энергии. Разумеется, даже если наступит пик спроса, говорить об окончании нефтяной эпохи в обозримой перспективе преждевременно. Поддерживать этот спрос будут и гигантский парк автомобилей на традиционном топливе, и огромная инфраструктура потребления нефтепродуктов, и растущий пассажиропоток в авиации, и крупные новые нефтехимические производства на базе нефтяного топлива. А сложившиеся сейчас низкие цены на нефть, вероятно, будут стимулировать ее потребление и замедлят замещение другим сырьем.