Мировая мода на климатическую нейтральность охватывает все больше стран, которые являются основными импортерами российской нефти. В Европе запущена массовая программа переоборудования действующих нефтеперерабатывающих заводов. Эта тенденция неминуемо повлечет за собой сокращение спроса на углеводороды. Как в этих обстоятельствах будет действовать Россия и ее партнеры по ОПЕК+, «ФедералПресс» рассказал Алексей Громов, главный директор по энергетическому направлению Института энергетики и финансов.
Страны ОПЕК+ на прошлой неделе приняли решение об очередном увеличении производства нефти. Мы видим, что организация придерживается сдержанной тактики – восстановление объема добычи происходит, но в замедленном режиме. Как Вы оцениваете сегодня ситуацию на рынке нефти?
— Этот год начался необычно для отрасли– никто не ожидал такого роста цен на нефть, который произошел в первом квартале. У многих появилось «искушение» как можно быстрее закончить соглашение ОПЕК+ и снять обязательства по ограничению добычи. Но в дело вступила пандемия, третья волна коронавируса привела к очередному локдауну в ряде стран – крупных импортеров нефти. И чтобы минимизировать риски одномоментного резкого изменения ситуации на рынке, включая возможное обрушение нефтяных цен, а также иных труднопредсказуемых последствий, страны ОПЕК+ решили очень аккуратно и постепенно выходить из добровольных ограничений по добыче. Принятое на днях решение ОПЕК+ об очередном увеличении производства с мая этого года – осторожный шаг. Сейчас надо протестировать рынок, поскольку риски новых волн коронавируса и возможных новых локдаунов сохранятся, как минимум, до осени. Пока есть надежда, что к этому времени большая часть стран, где сейчас бушует коронавирус, все-таки привьется и сформируется некое подобие коллективного иммунитета. В дальнейшем, даже если этот вирус будет к нам возвращаться волнообразно, его последствия будут уже не такими жесткими для экономики.
Как, на Ваш взгляд, дальше будут вести себя страны ОПЕК+ в рамках действующего соглашения? Когда они смогут отказаться от «ручной» регулировки рынка?
— Я думаю, как инструмент ОПЕК+ будет сохранена. Но мы знаем, что формально ограничения в рамках действующего соглашения пока согласованы до апреля 2022 года. Тем не менее, я думаю, если ситуация на мировом нефтяном рынке будет развиваться так, как она развивается сегодня, то есть мы не увидим резких провалов мирового спроса на моторное топливо, и рынок продолжит свое восстановление, то мы можем стать свидетелями полного снятия ограничений на добычу со стороны ОПЕК+ уже в конце этого года.
Есть важный фактор, который торопит участников ОПЕК+ завершить соглашение – никто из них не хочет допустить резкого взлета цен на нефть. В этом случае активизируются альтернативные поставщики углеводородов, возрастет конкуренция. Если цены на нефть взлетят выше 70 долларов за баррель, страны ОПЕК+, скорее всего, примут решение об очередном увеличении производства, чтобы сгладить ценовые шоки на рынке, оставаться конкурентными и не терять своих клиентов.
Если мы представим себе, что ОПЕК+ снимает действующие ограничения, и мы возвращаемся к обычной рыночной экономике. В этих условиях как поведут себя цены? Каким будет спрос на нефть в ближайшие несколько лет, учитывая заявления многих крупных импортеров о переходе на экологически чистые источники энергии?
— Здесь складывается довольно интересная ситуация. Отскок цен на нефть вверх, который мы наблюдали в первом квартале, это, конечно же, не долгосрочный тренд. Рынок отреагировал на восстановление спроса, которое произошло быстрее, чем ожидалось. Но это именно восстановительный спрос, понятно, что в долгосрочной перспективе курс на низкоуглеродную энергетику будет охватывать все большее число стран, отраслей промышленности и экономики. Поэтому говорить о том, что мы получим устойчиво высокие приросты спроса на углеводороды в обозримой перспективе, я бы не стал.
Те цифры, которые мы сегодня видим, – 60-70 долларов /барр., продержатся не больше ближайших двух лет. В дальнейшем цена вернется на некий равновесный уровень – в районе 50–55 долларов/барр.
Но эти цены также устраивают всех крупных участников рынка. При этом не стоит забывать, что есть геополитические составляющие, которые сейчас находятся в тени. Взять ту же проблему Ирана, если она будет решена, то на рынок польются дополнительные объемы нефти, что однозначно толкнет цены вниз. Опять же, мы не до конца не представляем, как в долгосрочной перспективе будет чувствовать себя американская сланцевая индустрия. При президентстве Дональда Трампа она получала явную поддержку, власти всячески оберегали и культивировали эту отрасль. При президентстве Байдена ситуация другая, отрасль чувствует себя не очень хорошо, восстановление идет не так быстро, как хотелось игрокам на рынке. Сейчас там идет консолидация отрасли, которая, с одной стороны, придает ей устойчивость, но, с другой, перспективы этой отрасли как некого балансирующего механизма спроса и предложения на мировом нефтяном рынке снижаются. То есть американские сланцевики уже не так стремительно реагируют на изменения ценовой конъюнктуры, в первую очередь из-за того, что они стремятся обеспечить финансовую устойчивость своих добычных проектов и не форсируют рост добычи даже в благоприятных рыночных условиях. Тем более, поток инвестиций в отрасль заметно снизился, поскольку у инвесторов, которые вкладывались в эти проекты, сегодня снизилось доверие к этой индустрии.
Если Ваш прогноз окажется реальностью, и цены все же снизятся, выгодно ли будет российским нефтегазовым компаниям увеличивать производство?
— Если в долгосрочной перспективе цена на нефть придет к уровню 50-55 долларов/барр., то это устроит и российские компании, и государство. Мы знаем, что российский бюджет вот уже несколько лет подряд верстается с ориентиром на более низкие мировые цены на нефть, поэтому я с уверенностью могу сказать, что 50-55 долларов/барр. – комфортный уровень для России. Если цена нефти упадет ниже 35 долларов/барр., то здесь, конечно, возникнут трудности, многие новые проекты окажутся под угрозой закрытия или потребуют дополнительного госфинансирования. Но даже несмотря на ожидаемый комфортный с коммерческой точки зрения уровень цен, есть риски другого характера - со стороны возможного снижения спроса. Тем не менее, на мой взгляд, нам, по-прежнему, необходимо обеспечивать, как минимум, поддержание собственной добычи нефти на текущих уровнях в обозримой перспективе ближайших 10-15 лет.
Как Вы знаете, максимального уровня добычи нефти за всю постсоветскую историю мы добились в 2019 году – более 560 млн тонн, однако в 2020-м из-за нашего добровольного участия в ограничениях по добыче нефти в рамках ОПЕК+ мы «просели» более чем на 9% и добыли всего 513 млн тонн. В этом году мы ожидаем добычу на уровне 515–520 млн тонн, если мы предполагаем сохранение ограничений со стороны ОПЕК+ до конца года в том формате, в котором мы сейчас их видим. Это, по-прежнему, будет почти на 40 млн тонн меньше, чем в рекордном 2019 году. По нашим оценкам, в ближайшие 5 лет добыча в России не выйдет на показатели 2019 года. Она будет находиться в диапазоне 525–540 млн тонн просто потому, что в этот период не запланирован ввод новых крупных объектов нефтедобычи. И в нефтедобыче за это время можно ожидать лишь некого компенсационного роста. Нельзя забывать, что у нас много выработанных месторождений в стране с падающей добычей, которую нужно, как минимум, компенсировать вводами новых добычных объектов или скважин.
Мы знаем, что, по разным оценкам, в Поволжье выработанность месторождений составляет уже около 80%, в Западной Сибири – 60%. Какие регионы способны сегодня дать прирост производства нефти?
— По нашим оценкам, до 2030–2035 годов Западная Сибирь все же останется основным центром нефтедобычи для нашей страны. Безусловно, там присутствует проблема снижения производства на ряде крупных месторождений, в частности из-за естественного падения дебита скважин на выработанных месторождениях и высокой обводненности ряда добычных объектов. Но там есть и свои плюсы - хорошо развита инфраструктура, что значительно удешевляет добычу по сравнению с разработкой месторождений в новых регионах.
Конечно, говорить о каких-то крупных перспективных открытиях нефти в Западной Сибири не приходится, в ближайшие годы там работа будет сфокусирована на поддержании текущих уровней добычи, как за счет доразведки и разбуривания имеющихся запасов, так и за счет освоения ТрИЗов (Баженовская свита, Тюменская свита и другие проекты по трудноизвлекаемой нефти).
Если говорить о новых провинциях и новых перспективных нефтедобывающих кластерах, то, конечно, очень интересно выглядит проект «Роснефти» в Красноярском крае – «Восток-Ойл». Напомню, что в это проект уже входят действующие месторождения этой компании, что говорит о том, что проект может быть в ближайшее время запущен. Так, в этом регионе активно развивается добычи нефти в рамках так называемого Ванкорского кластера, первая добыча на месторождениях которого началась еще в 2009 году, а в 2016–2017 годах за счет ввода в эксплуатацию Сузунского и Тагульского месторождений он почти вышел на запланированные уровни добычи. Но, конечно, колоссальный интерес вызывают ресурсы тех месторождений, которые только планируют осваивать в ближайшие 5 лет: Западно-Иркинское и Пайяхское.
Только в Пайяхе, по предварительным оценкам, сосредоточено до 1 млрд тонн нефти. Ресурсы этого объекта колоссальны, и если цифры, которые сейчас озвучиваются, будут подтверждены, то Пайяхское месторождение станет крупнейшим месторождением нефти, открытым на территории России за последние годы. Но там есть свои подводные камни – изученность Пайяхского месторождения сегодня оценивается только в 7%, поэтому риски переоценки ресурсной базы существуют. Месторождение требует существенной доразведки, чтобы подтвердить ресурсы, о которых заявлено, и перевести их в категории запасов. Это важный момент, и мы, конечно, с нетерпением ждем уточнения ресурсной базы этого месторождения, поскольку именно от этих показателей будут зависеть перспективы добычи всего «Восток-Ойла».
Сегодня общий потенциал добычи в рамках «Восток-Ойла» оценивается к 2030–2035 годам в объеме более 100 млн тонн. Однако я бы, как эксперт, придерживался более консервативной оценки: к 2025 году прирост порядка 20–30 млн тонн, а к 2030–2035 годам – более 50 млн тонн. Эти цифры мне кажутся более реалистичными, но и они огромны.
При успешной реализации этот проект может сыграть важнейшую роль для всей российской нефтяной отрасли, потому что 50 млн тонн – это примерно 10% от общей российской нефтедобычи сегодня.
Да, 50 млн тонн – это как раз тот объем, который мы потеряли из-за соглашения с ОПЕК в 2020 году. То есть «Восток-Ойл» может обеспечить не только восстановление добычи, но и прирост?
— Вопрос в том, как мы смотрим на профиль добычи нефти в стране. Это не статичная величина, у нас на довольно большом фонде месторождений сейчас наблюдается падающий характер добычи, поэтому нам надо вводить новые месторождения и бурить новые добычные скважины, в том числе, чтобы компенсировать падение добычи на старом фонде скважин. Поэтому однозначно утверждать, что новая добыча «Восток-Ойла» приведет к росту добычи в России выше показателей 2019 года, я бы не стал, но, безусловно, реализация этого проекта будет важным поддерживающим фактором для отрасли в целом.
Проект «Восток-Ойл», конечно же, очень перспективен с точки зрения своей ресурсной базы, но для его полноценного развития требуется строительство достаточно обширной инфраструктуры: порт, энергоснабжение, транспортные пути. Это серьезная нагрузка и не только для компании, но и для государства, поскольку именно государство должно обеспечить создание необходимой инфраструктуры для его запуска. Поэтому мы смотрим на этот проект с осторожным оптимизмом.
Тем не менее Вы говорите о снижении спроса на углеводородное топливо из-за общемирового тренда на альтернативную энергию. Какие страны, на Ваш взгляд, продолжат закупать нефть?
— Наиболее перспективными, конечно, представляются азиатские рынки. Европа в силу «зеленой» повестки будет постепенно уходить от нефти в пользу других видов топлива. Страны Евросоюза уже начали масштабную программу модернизации своих нефтеперерабатывающих производств, чтобы выпускать возобновляемые виды топлива: т. н. «зеленые» моторные топлива на основе биомассы. Я думаю, что эта программа, лет через 10 лет, даст свои плоды, и мы, в большей степени, будем ориентироваться на восточное направление в части дальнейшего развития экспорта российской нефти и нефтепродуктов.
Как Вы относитесь к идее наладить экспорт нефти из Красноярского края по Северному морскому пути на восток?
— Сегодня в большей степени эксплуатируется западная часть этого маршрута, потому что там легче осуществлять проводку судов, и она работает в круглогодичном режиме. Восточный маршрут пока требует существенной ледокольной поддержки, что в обозримой перспективе должно произойти. Ожидается появление судов нового ледового класса. Кроме того, на Камчатке планируется создание перевалочных баз для хранения нефти, которую, в период летней навигации, можно транспортировать Северным морским путем, в том числе с месторождений арктической зоны. В дальнейшем планируется использовать базы Камчатки для доставки нефти покупателям на востоке в те сезоны, когда навигация по Северному морскому пути ограничена или невозможна.
Россия сегодня выбирает проекты на суше. Есть Баженовская свита, к которой пытаются подступиться, есть Тюменская, где технологии уже понятны и можно смело осваивать эти месторождения.
— Да, все именно так. Действительно, для Бажена нам пока не хватает своих технологических компетенций. По нашим оценкам, ресурсы Бажена не будут введены в широкую промышленную эксплуатацию до 2035 года. К этому времени там будет добываться, по оптимистичной оценке, до 10 млн тонн, но может и меньше – 3–5 млн тонн нефти. Там очень сложная геология и технологии добычи в них еще только предстоит разработать и апробировать.
Как Вы оцениваете потенциал России как новатора в области решений по сложным технологиям добычи? Планировалось развивать эту область на базе опыта иностранных партнеров, которые были вынуждены уйти из-за санкций.
— В последние годы наши компании, понимая, что санкции, которые мы получили – это серьезно, стали уделять большое значение технологическому развитию и повышению собственной конкурентоспособности. И сегодня уже есть компании, которые добились существенных успехов на этом поприще. В первую очередь, я бы отметил «Газпром нефть», у них есть много результатов по внедрению цифровых технологий, по внедрению технологий горизонтального бурения (наклонно-направленное бурение), технологий гидроразрыва пласта.
Что самое сложное для отрасли в развитии технологий?
— Сегодня очевидно, что в ряде направлений технологического развития нефтяной отрасли мы добились существенного прогресса за последние 6 лет: разработали собственные технологии наклонно-направленного бурения и гидроразрыва пласта, а также подготовки смесей (проппанта) для его проведения, которые уже активно используется для повышения нефтеотдачи на истощенных месторождениях Западной Сибири. Сегодня в России также активно работают над новыми методами сейсморазведки. Но, на этом пути, компании сталкиваются с большими затратами. Однако, на мой взгляд, самое узкое место в программе импортозамещения в российской нефтяной отрасли – создание собственного программного обеспечения. Все российские компании, по-прежнему, почти на 100% зависят от зарубежных программных решений, поскольку они синхронизированы с международными системами и унифицированы с ними. К этому «снаряду» мы только начинаем подходить, здесь еще много работы.
Фото:Евгений Поторочин / ФедералПресс