Добыть и перегнать
Насколько самодостаточна нефтяная отрасль России
В ближайшие годы добыча нефти и газа может упасть на 5‒6%. Если же санкции против России станут жестче, без западного капитала и технологий может практически остановиться геологоразведка, а значит, в долгосрочной перспективе добыча упадет еще сильнее.
«Снижение добычи нефти в России, по нашим расчетам, ожидалось в 2016 году. Но мы смотрим на коллег и прогнозируем снижение добычи уже в 2015 году, а по итогам текущего года можно ожидать нулевого роста»,‒ заявил вице-президент ЛУКОЙЛа Леонид Федун. «У нас есть задача на этот год сократить капитальные затраты примерно на $2 млрд»,‒ отметил он. ЛУКОЙЛ не подпал под санкции США и ЕС, но западные банки сократили кредитование российских заемщиков, и в июне компания отложила размещение облигаций на $1,5 млрд.
Российские нефтяные компании снижают инвестиции, а на Западе уже готовят новые санкции. 3 сентября The Financial Times опубликовала утечку сведений о возможном новом пакете санкций ЕС: предполагается и запрет финансирования госкомпаний нефтегазового сектора. Возможно, жестче будут трактоваться и текущие санкции: могут прекратиться поставки по действующим контрактам. Придется справляться своими силами.
В разведку с нами не пойдут
Без геологоразведки добыча нефти в России будет падать, и быстро. По данным Ernst & Young (EY), для сохранения добычи на уровне 500 млн тонн к 2035 году новые геолого-разведочные проекты должны обеспечивать отдачу минимум 160 млн тонн в год, компенсируя снижение добычи на старых месторождениях. Для этого необходимо утроить инвестиции в геологоразведку. У российских компаний, по данным EY, средств недостаточно, нужен иностранный капитал в объеме до $1,5 млрд в год.
Нужны и западные технологии. «Мы работаем в основном на французском оборудовании Sercel и частично на американском ARAM, ‒ рассказывает замдиректора по производству Геотек Сейсморазведка Салават Зарипов. ‒ Телеметрические системы, которые выпускает саратовский завод, уступают зарубежным по качеству и скорости передачи данных. Кроме того, в Саратове производят порядка 20‒30 тыс. телеметрических каналов в год, то есть 30% каналов, которые нужны нам для исследований. Если мы занимаем половину всего российского рынка, то в общей сложности этот завод может произвести пока лишь 15% необходимого геофизического оборудования по всей России. Комплектующие на саратовском заводе тоже зарубежные".
При этом приоритет ‒ проведение геолого-разведочных работ на шельфе, потенциал разведки на суше значительно меньше, отмечают в EY. Здесь зависимость, по словам Зарипова, еще выше: «Российских аналогов американскому, канадскому и французскому оборудованию для морских работ, которое применяется на больших глубинах или в транзитных зонах, нет. Нет в стране соответствующих технологий и заводов».
Неродные буры
С 2003 по 2013 год объемы эксплуатационного бурения в нефтяной отрасли в РФ выросли почти в 2,5 раза, до 20,8 млн м. За последние десять лет рынок нефтесервисных услуг существенно снизился только в кризисном 2009 году (сокращение на 3,5%), но уже через год объемы бурения выросли на 17,3%. 2014-й рискует стать провальным. В первой половине этого года объем бурения, по данным ЦДУ ТЭК, сократился на 7% по сравнению с аналогичным периодом 2013-го.
Парк действующих буровых установок (БУ) в России ‒ 1900 единиц, из них работоспособны 1500. «Большая часть БУ выпущены в 1987‒1992 годах и имеют срок эксплуатации 25 лет, который закончится в последующие три-четыре года», ‒ считает Азад Бабаев, председатель совета директоров холдинга «РУ-Энерджи Групп». По оценкам Союза нефтегазопромышленников России (СНГП), российским сервисным компаниям только для поддержания текущего уровня бурения необходимо в ближайшие три-четыре года заменить 1000 БУ. Цена замены может составить $20 млрд (средняя БУ стоит под 700 млн руб.). «Нам нужна обвальная замена станочного парка, чтобы только поддерживать (даже не увеличивать) объемы бурения, ‒ говорит председатель Совета СНГПЮрий Шафраник. — А на самом деле надо в 2,5‒3 раза увеличить объем разведочного бурения и минимум на 13% в год увеличивать бурение эксплуатационное».
Российские производители не справляются. Уралмаш НГО Холдинг производит около 30 БУ в год (доля компании на российском рынке ‒ 58%, ближайший конкурент ‒ Волгоградский завод буровой техники с 30%). Пока спасает импорт. В начале 2000-х поставки импортных БУ были единичными, к 2006 году доля импорта в продажах составила более 40%, сейчас ‒ более 70%.
Поставляют БУ около 20 иностранных компаний (крупнейшие западные ‒ немецкая Bentec и румынская Upetrom). Две трети импорта приходится на китайские Honghua International, RG Petro-Machinery, SJ Petroleum Machinery, Hebei Haihua Development Group. Китайцы освоили производство эшелонных установок для кустового бурения, которые раньше выпускали только Уралмаш и Bentec, и сверхтяжелых БУ грузоподъемностью до 900 тонн ‒ их в России не изготавливают.
Впрочем, и отечественные БУ не на 100% российские. «Наше в основном “железо”, а начинка ‒ импортная», ‒ отмечает Шафраник. «Отечественные производители оснащают установки импортными узлами и системами (система верхнего привода, очистное оборудование), аналогов которым в России пока нет», ‒ соглашается представитель Уралмаш НГО Холдинг Сергей Чирков. По оценкам одного из представителей отрасли, импортные комплектующие материалы составляют до 60‒70% стоимости БУ.
Служители нефти
Добыча нефти требует обслуживания. Это эксплуатационное бурение (28% общего объема рынка нефтесервиса в денежном выражении), капремонт скважин (15%), насосные услуги (10%), геофизический мониторинг скважин (10%) и гидроразрыв пласта (9%). Здесь зависимость от импорта тоже велика. Западные нефтесервисные компании до последнего времени укрепляли позиции на рынке России. Их доля (в основном американские Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton) выросла с 10% в 2003 году до почти четверти в 2013-м.
Тем не менее зависимость не очень критична. «На рынке нефтесервисов в России доминируют отечественные игроки (например, Евразия или IGSS). Именно они занимаются бурением и другими услугами на традиционных месторождениях, которые обеспечивают основную часть добычи. Крупным западным нефтесервисам трудно работать в России в том числе из-за сложностей с бюрократией и логистикой. Поэтому они занимаются отдельными сложными проектами, участвуют в СП», ‒ поясняет аналитик Standard & Poor's Елена Ананкина.
Однако не все столь оптимистичны. «Западные нефтесервисники преимущественно не продают готовые продукты, фокусируясь на сервисе (каротаж, бурение). Санкции коснутся техподдержки оборудования и его обновления. Это частично решаемо в краткосрочной перспективе. У той же Schlumberger есть завод в Тюмени по производству перфозарядов. Но если это надолго (более трех лет), то проблемы возникнут. Большинство новых месторождений имеет сложную геологию, для ее обслуживания нужны знания и данные, которые есть только у западных компаний. Под угрозой замещение выбывающих месторождений», ‒ сказал на условиях анонимности представитель отрасли.
Некоторые нефтесервисные СП могут прекратить существование. По данным S&P, скорее всего, пострадает совместное предприятие Halliburton и Газпром бурения, контроль над которым принадлежит Аркадию Ротенбергу, подпавшему под санкции. Другие СП, например Schlumberger с российской IGSS или Schlumberger с ЛУКОЙЛом, пока санкциями затронуты не будут.
Транспортировка нефти и газа ‒ сфера, наименее зависимая от импорта. Россия ‒ нетто-экспортер труб, нефтяники в основном приобретают их у российских поставщиков ‒ Трубной металлургической компании, Объединенной металлургической компании, Челябинского трубопрокатного завода. Объем импорта труб в Россию незначителен (около 70 тыс. тонн ежегодно).
В санкционном остатке
Санкции, затронувшие отрасль, пока мягкие. Ограничения ЕС предусматривают запрет на экспорт товаров и технологий для разведки и добычи арктических, глубоководных и сланцевых месторождений. Определение санкций США более четкое: речь идет о добыче на офшорных месторождениях глубиной более 500 футов и только об офшорных арктических месторождениях.
«Влияние санкций будет зависеть от их трактовки. Например, в ЕС пока нет четкого понимания, что такое Арктика (только офшорные месторождения или все к северу от какой-то параллели), что такое «глубоководный» и насколько широко надо трактовать сланцевую нефть. В России много северных месторождений на суше (например, Ямал), офшорные месторождения в основном не очень глубоководные (например, Каспий у ЛУКОЙЛа или Киринское у Газпрома), а сланца как такового нет, есть трудноизвлекаемая нефть, которую геологи относят к другой категории», ‒ поясняет Ананкина.
«Запреты пока касаются гидрофонов, то есть морского оборудования двойного назначения, но их вполне можно заменить китайскими. Если каналы перестанут поставлять, то трудности будут", ‒ считает Зарипов. Однако проблемы могут коснуться и более широкого спектра оборудования и технологий. «Мы не исключаем, что введение санкций может привести к росту административной нагрузки на экспорт из ЕС и США товаров и технологий, связанных с нефтяной отраслью, в Россию в целом. Даже если некоторые товары не предназначены для проектов, в отношении которых действуют санкции, необходимость доказывать это может привести к увеличению административной нагрузки или задержке поставок», ‒ поясняют аналитики S&P.
Сильнее всего зависят от западного импорта проекты с труднодоступной геологией. Если они подпадут под гласные или негласные санкции (как это сейчас происходит с российскими частными банками, которые де-юре не подпали под санкции, но де-факто лишились доступа к западному капиталу), добыча упадет.
«Добыча на шельфовых проектах («Сахалин-1», «Сахалин-2») и новых крупных проектах (Ванкор, Приразломное) в нефтяном эквиваленте составляет около 5% всей добычи России. Если представить, что эти три добычных проекта полностью остановятся, то добыча нефти упадет на 5,7%, газа ‒ на 4,8%, ‒ отмечает аналитик Deloitte Руслан Нигматуллин. ‒ Импортозамещение для высокотехнологичных проектов возможно, но это долгий и затратный процесс. Для ряда действующих добычных шельфовых проектов (остров Сахалин) и проектов по интенсификации добычи на суше (Западная Сибирь) импортозамещение в краткосрочной перспективе может сказаться на эффективности и конечной стоимости работ».
В Fitch Ratings отмечают, что санкции осложнят поддержание уровня добычи на истощающихся месторождениях в Западной Сибири. Применяемые там методы повышения нефтеотдачи пластов аналогичны технологиям добычи сланцевой нефти, а эта область ‒ одна из основных целей санкций.
Зависимость от западного оборудования и санкций неоднородна. «Наиболее зависимы, во-первых, западные компании, работающие в России. Они предпочитают западные технологии и оборудование, и им достается участие в сложных проектах, требующих передовых технологий. Во-вторых, Роснефть ‒ бывшие добычные проекты ТНК-ВР, аналогичная ситуация. В-третьих, Газпром нефть ‒ сложные технологии гидроразрыва пласта и сланцевая нефть», ‒ сказал «Деньгам» высокопоставленный представитель отрасли, попросивший об анонимности.
Впрочем, поставки по старым контрактам продолжаются. Как замечает Ананкина, Роснефть и ExxonMobil приступили к бурению скважины на глубоководном арктическом месторождении с использованием оборудования, законтрактованного до объявления санкций. «Мы не стали бы драматизировать воздействие санкций на добычу, ‒ говорит она. ‒ Последствия будут чувствоваться лет через пять-десять».
Помимо оборудования и технологий добыча зависит от западных денег. «Газпром, ЛУКОЙЛ, Газпром нефть и НОВАТЭК имеют сравнительно небольшие объемы краткосрочных долговых обязательств. У Роснефти объем краткосрочного долга выше (в связи с приобретением ТНК-ВР в 2013 году), однако у нее имеются крупные остатки денежных средств. Тем не менее доступ к финансированию заметно ухудшился. Это может... иметь долговременные последствия для добычи нефти и газа в России», ‒ отмечают в S&P.