Шоки на мировых нефтегазовых рынках 2020 года заставили нефтегазовые корпорации и правительства нефтедобывающих стран переоценить портфели собственных энергетических активов и переосмыслить стратегии их развития. Одним из вопросов стала целесообразность освоения и разработки месторождений шельфа ввиду высокой сложности и, соответственно, затратности этих проектов.
Месторождения шельфа нередко особо позиционируются как весьма «особенные» источники углеводородов – более дорогостоящие, более сложные, требующие специальных технологий, в том числе уникальных. Эта специфика сохраняет актуальность и в международном контексте. Так, Международное энергетическое агентство (МЭА), в рамках «семейства» своих прогнозов в 2018 году опубликовало и специальный прогноз развития «морской» энергетики (Offshore Energy Outlook), в составе которой особое место занимает разработка шельфовых месторождений нефти и газа. Приведенные в этом издании оценки значимости морских месторождений с точки зрения запасов подтверждают обоснованность специального рассмотрения добычи на шельфе, в том числе при сложившейся неблагоприятной конъюнктуре (Рисунок 1).
Источник: МЭА (IEA Offshore Energy Outlook (2018))
Рисунок 1. Ресурсы и запасы нефти на шельфе, млрд барр.
Опыт прошлого кризиса на нефтяном рынке (2014–2016 годов) позволяет сделать некоторые выводы относительно шельфовой добычи. Действительно, как и можно было ожидать, относительно дорогостоящая шельфовая добыча понесла тогда более серьезный ущерб от кризиса. В частности, к 2016 году объем ежегодно одобряемых инвестпроектов на шельфе снизился на 60% к среднему уровню за период с 2000 года, в то время как по сухопутным проектам такое сокращение составило лишь 35%. С другой стороны, сложная ситуация в этом сегменте способствовала и снижению издержек: вынужденная экономия операторов месторождений заставила задействовать резервы повышения эффективности – к примеру, стоимость глубоководного бурения за 2014–2017 годы также снизилась более чем на 60%, а в целом издержки реализации шельфовых проектов сократились в большей степени сравнительно с издержками разработки углеводородов на суше. В результате цена безубыточности для шельфовых проектов резко снизилась – на основе ряда проектов это снижение можно оценить как двукратное: с примерно 80 долл./барр. до 35–40 долл./барр. за период кризиса 2014–2016 годов. Такое повышение операционной эффективности создало запас прочности для компаний и на кризис 2020 года.
Во втором квартале 2020 г., в момент наиболее глубокого падения цены на нефть опускались в район 20 долл. / барр., но такое снижение длилось не более месяца, в основном в апреле. Впоследствии, после вступления в силу соглашения ОПЕК+ с мая 2020 г., цены достаточно быстро, к июню, повысились до 40 долл./барр., что превышало указанный выше уровень цены безубыточности. Таким образом, уже уровень цен лета 2020 г. позволял говорить об окупаемости проектов на шельфе. Правда, в отличие от кризиса середины 2010–х годов, на этот раз в России не произошло настолько серьезной девальвации рубля, что не позволило российским компаниям сэкономить на номинированных в рублях издержках.
Кризис на рынке нефти в 2020 году оказался намного более острым, чем кризис 2014–2016 годов с точки зрения масштаба избытка энергоресурсов. Избыток нефти в 2020 году был подобен суммарному избытку нефти в 2014–2016 годах, но только он был образован лишь за один год, а не за три. В 2008–2009 годах масштаб избытка нефти и вовсе был несопоставимо меньше (Рисунок 2).
Источник: МЭА (IEA Monthly Oil Data Service), оценки Аналитического центра при Правительстве РФ
Рисунок 2. Баланс нефти на глобальном рынке, млн барр. /день
Кризис 2020 года имеет «гибридный» характер, в отличие от двух предыдущих кризисов на нефтяном рынке. С одной стороны, имел место быстрый рост предложения нефти из Северной Америки вплоть до 2020 года – в этом общность данного кризиса с шоком 2014–2016 годов. Это повышение добычи потенциально могло бы сделать бессмысленными умеренные сокращения квот ОПЕК (или ОПЕК+). С другой стороны, случился и резкий спад спроса – по сценарию кризиса 2008–2009 года, но только существенно острее. В этих условиях умеренные компромиссы государств в нефтедобывающих странах, в частности в рамках действовавшего на момент начала 2020 года соглашения ОПЕК+, не могли ничего решить.
Но фактически скорость и степень координации государств при реакции на кризис также оказались существенно выше, чем в предыдущих случаях, и благодаря новому соглашению ОПЕК+ о сокращении добычи уже в 2021 году этот колоссальный избыток должен быть полностью компенсирован дефицитом, т. е. дополнительные запасы, сформированные в 2020 году, должны быть «расчищены» за год – полтора, по крайней мере в соответствии с оценками, сделанными осенью 2020 г. при условии отсутствия новых шоков спроса, подобных шоку второго квартала 2020 г.
Несмотря на риски «второй волны», в базовых сценариях МЭА и других ведущих аналитиков (ОПЕК, Управление энергетической информации США) уже во втором полугодии 2020 г. спрос отыгрывает более половины кризисных потерь К концу 2021 года практически восстановится до предкризисного уровня потребление нефти в развивающихся странах, в мире в целом – чуть позже.
Предложение нефти в 2020 году предположительно удастся удержать достаточно близко к минимальным уровням, достигнутым благодаря новому соглашению ОПЕК+. Несмотря на некоторое ослабление квот по этому соглашению в 2021 году, умеренное восстановление добычи (в том числе и благодаря постепенному повышению производства в Северной Америке) позволит, скорее всего, поддерживать дефицит, необходимый для «расчистки» запасов.
В результате на протяжении по крайней мере шести кварталов в 2020 и 2021 годах на рынке будет дефицит нефти, приводящий к постепенному снижению запасов до нормального уровня и обеспечивающий краткосрочную поддержку ценам.
В этих условиях большинство ценовых прогнозов (УЭИ США, МВФ, Всемирный банк) в середине 2020 года ориентировались на уровень цен в диапазоне от 40 до 50 долл./барр. на 2021 год. В дальнейшем, по мере восстановления мировой экономики, пусть и при прекращении действия соглашения ОПЕК+ в части экстремального сокращения добычи, можно ожидать и дальнейшего роста цен – в частности, Всемирный банк ориентировался на их возрастание до 70 долл./барр. к 2030 году.
Такая ценовая динамика дает неплохие перспективы шельфовым проектам, пусть даже их резервы повышения эффективности были в основном реализованы в ходе предыдущего кризиса, и новые возможности снижения издержек неочевидны. Но и достигнутая цена безубыточности в районе 35–40 долл./барр. позволяет рассчитывать на значительную рентабельность, конечно же, при разумной налоговой политике, обеспечивающей компаниям стимулы и возможности для инвестиций, в том числе с учетом истощения их средств под влиянием острого кризиса 2020 года.
В целом инвестиции в шельфовые проекты были весьма важны для глобальной нефтяной отрасли на протяжении всех 2010-х годов, особенно для западных нефтяных мейджоров (международных нефтяных компаний) – в первой половине 2010-х годов, до предыдущего нефтяного шока, доля шельфовых проектов в инвестиционном портфеле таких компаний составляла, по оценке МЭА, около половины, а потом она несколько снизилась, но все равно превышала 40% в 2019 году, несмотря на сложности конъюнктуры, так что инвестиционная привлекательность шельфа относительно устойчива.
Но кризис 2020 года безусловно нанес серьезный удар по инвестиционному потенциалу ТЭК в целом и нефтегазовой отрасли в частности. В 2020 году инвестиции нефтегазовых компаний могут сократиться почти на треть относительно уровня 2019 года, или почти на 250 млрд долл. Этот уровень сам по себе недостаточен для поддержания устойчивой добычи в следующем десятилетии, что способно привести к дефициту нефти в среднесрочной перспективе. МЭА предполагает, что провал инвестиций в нефтяную отрасль в 2020 году приведет к сокращению добычи в 2025 году на 2,5 млн барр./день, при ужесточении ограничений. Но возможен и уход с рынка 9 млн барр./день, если недостаток инвестиций продлится несколько лет.
В результате колебания капиталовложений, выливающиеся в том числе в недостаточное использование потенциала шельфа, способны породить новый цикл нестабильности на энергетических рынках с новым дефицитом нефти, последующим избыточным притоком капитала в отрасль и далее с появлением очередного момента перепроизводства.
Интересы государств – и импортеров, и экспортеров – состоят в предотвращении избыточных колебаний конъюнктуры и в обеспечении планомерности капиталовложений, в частности в шельфовые месторождения. Это обусловливает следующую оценку государственной политики России в части освоения шельфа.
Государственная поддержка добычи на шельфе должна быть сохранена для действующих проектов, чтобы обеспечить стабильность условий для инвесторов и предотвратить заметный спад добычи на шельфе, которая сейчас заняла существенное место в структуре как мировых, так и российских поставок (в России – около 30 млн т в 2020 году).
Но дополнительное субсидирование выпуска (включая расширенные льготы по налогам и пошлинам) представляется сомнительным шагом – скорее всего, оно столкнется с другими ограничивающими факторами, прежде всего технологическим в условиях сохранения санкций, ослабление которых пока не представляется вероятным.
В то же время сложившиеся рыночные условия не настолько плохи, чтобы сворачивались шельфовые проекты без дополнительной финансовой господдержки. В связи с этим целесообразно сместить акцент на поддержку разработки и внедрения арктических технологий, а также на развитие транспортной и энергетической инфраструктуры в Арктической зоне России.
Исследования для подготовки данной статьи поддержаны грантом РФФИ 18-010-00974 А «Разработка модели управления ресурсным потенциалом территорий».
