"Трудная" нефть в непростое время: перспективы российских компаний на волатильном рынке

Приближение европейского эмбарго на нефть из России заставляет задуматься о том, какие цели российской нефтяной отрасли следует ставить в новых условиях существования. До сих пор в течение этого года, несмотря на многочисленные санкции, сложности с логистикой и финансированием, индустрия демонстрировала удивительную устойчивость, сохраняя производственные показатели примерно на уровне значений 2021 года. 

Новая роль

Тем не менее стратегически положение радикально изменилось: Россия из одного из основных базовых поставщиков нефти в мире превратилась в замыкающего поставщика, то есть такого, от нефти которого при прочих равных условиях покупатели отказываются в первую очередь. Обычно к замыкающим поставщикам относятся страны с высокой себестоимостью добычи, которые не выдерживают конкуренции, но в случае России на выбор покупателей влияют в первую очередь геополитические факторы и опасения санкций.

Быть замыкающим поставщиком для России непривычно, но в таком положении есть и свои плюсы. Замыкающий поставщик формирует цену для всего рынка, а в условиях дефицита сырья может получать дополнительные доходы — такой игрок ждет, когда потребителям понадобятся дополнительные объемы, которые он будет готов оперативно предоставить на выгодных для себя условиях. При этом доля России на мировом рынке нефти отчасти защищена участием в сделке ОПЕК+, поскольку одобряемые в рамках сделки квоты сдерживают наиболее опасных ближневосточных конкурентов.

Новая роль делает российские компании более уязвимыми перед глобальным изменением конъюнктуры. Если прежде российские нефтяники могли быть уверены, что в любом случае продадут добытую нефть, поскольку предельные издержки у них ниже, чем у основных конкурентов, то теперь такое допущение перестает быть очевидным. 

Небывалая неопределенность

Между тем неопределенность на мировом рынке нефти достигла уровня, невиданного в последние полвека: это признает даже Международное энергетическое агентство. 

С одной стороны, мировая экономика, вероятно, стоит на пороге рецессии, что должно сократить потребление энергоресурсов и привести к падению цен на нефть. С другой стороны, нефтяная индустрия страдает от многолетнего недофинансирования, а как коммерческие, так и стратегические запасы нефти в странах Запада упали до многолетних минимумов. 

Усиливающаяся геополитическая неопределенность лишь усложняет эту картину, делая возможными как варианты падения цен до $50 за баррель, так и их роста до $200 за баррель при определенных предпосылках. И не похоже, что ясность наступит скоро: период турбулентности может затянуться на годы.

В этой ситуации, как нам кажется, российским нефтяным компаниям при реализации производственной программы следует прежде всего быть гибкими и избегать концентрации рисков на одном-двух мегапроектах. 

В зависимости от развития событий отрасли, возможно, придется и будет экономически целесообразно снижать добычу, а затем по возможности резко увеличивать ее. Это означает, что необходимо будет сосредоточиться на небольших проектах либо на проектах повышения эффективности действующих нефтяных активов, которые можно реализовать в пределах 2–3 лет. Опасность крупных проектов, особенно в новых регионах с отсутствующей инфраструктурой, состоит в том, что конъюнктура рынка к моменту запуска может кардинально поменяться, и вложенные огромные инвестиции могут не окупиться. Кроме того, санкции объективно усложнили условия реализации прежде всего крупных проектов как с точки зрения технологий, так и финансирования.

Перспективы "трудной" нефти

В России существует огромный потенциал повышения нефтеотдачи и уровня извлечения нефти на уже существующих месторождениях: только рост КИН (коэффициент извлечения нефти) на 1% уже позволил бы дополнительно добыть более 15 млн т нефти в год в масштабах отрасли. 

Долгое время развитие таких проектов сдерживалось зависимостью от иностранных технологий и особенностями российской налоговой системы, однако в последние несколько лет ситуация меняется. Так, "Газпром нефть" вместе с МФТИ в этом году представила прототип российского флота для гидроразрыва пласта — важнейшей технологии, которая существенно удешевляет добычу на традиционных месторождениях и критически необходима для разработки трудноизвлекаемой нефти. В 2023 году первый флот ГРП российского дизайна планируется к испытаниям на Южно-Приобском месторождении в ХМАО-Югре.  

Также чрезвычайно эффективным может стать химическое заводнение пласта — закачка раствора с поверхностно-активными веществами (ПАВ), что существенно повышает приток нефти на выработанных месторождениях. "Газпром нефть" с успехом применила технологию с ПАВ-заводнением на Холмогорском месторождении в Западной Сибири, а "Татнефть" активно использует кислотную обработку, что повышает нефтеотдачу из карбонатных коллекторов.

Наконец, в Западной Сибири на уже введенных в разработку лицензионных участках присутствуют существенные трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ), из которых в ближайшей перспективе наиболее многообещающими являются ачимовские залежи. Они могут дать более 30 млн т в год дополнительной добычи нефти и газового конденсата в масштабе отрасли, при этом на территории с уже созданной инфраструктурой. Одним из центров развития решений для разработки ачимовки должно стать Ямбургское месторождение, где "Газпром нефть" планирует создать технологический полигон для внедрения и тестирования инноваций для добычи "трудной" нефти. 

Успех проектов ТРИЗ напрямую зависит от развития российских технологий гидроразрыва. Потенциально разработка более глубоких горизонтов месторождений Надым-Пур-Таза позволит на десятилетия загрузить уже созданную "Газпромом" инфраструктуру в регионе. При этом значительные запасы в ачимовских залежах, помимо группы "Газпром", есть у "Новатэка" и "Роснефти".

Важно, что все эти проекты концентрируются в первую очередь на развитии российских технологий и требуют инвестиций в производственную базу, в IT-решения, но прежде всего — в специалистов как внутри нефтяных компаний, так и в рамках более широкой кооперации с российскими научными центрами. Учитывая крайне сложные и быстро меняющиеся внешние условия для российской нефтяной отрасли, такие инвестиции выглядят более надежными, чем траты на экстенсивное распространение в новые регионы добычи.