fbpx

Нерадужные перспективы российской нефти

+ posts

Главный редактор BMB Russia/Eurasia. Магистр евразийских исследований Европейского университета в Санкт-Петербурге. Twitter: @ ntrickett16

Ник Трикетт о том, как российская нефтедобыча переживает трудные времена в условиях снижения цен из-за COVID-19, сокращения добычи странами OPEC+ и развития сланцевой нефтедобычи в США

С 2014 года Сечин лоббировал против любых попыток координировать сокращение нефтедобычи. В прошлом феврале он даже слил письмо Путину, в котором говорилось, что сокращение добычи нефти странами OPEC+ представляет стратегическую угрозу России. В письме содержалось предупреждение, что пока Россия сокращает добычу вслед за Саудовской Аравией, пробел восполнит американская сланцевая нефть. Когда Москва сигнализировала, что отвергает новый этап сокращения добычи нефти, Саудовская Аравия открыла вентили на полную мощность. Цена на нефть рухнула ниже $30 за баррель. После этого Москва согласилась на еще более жесткое сокращение добычи. Целью этих мер, принятых в начале апреля, было стабилизировать цены и ускорить достижение нового рыночного равновесия. Россия согласилась сократить добычу с 11 млн баррелей в день (б/д) на 2,5 млн, включая конденсат.

К августу, когда рынок успокоился и первая волна локдаунов закончилась, ограничения были ослаблены. Российская добыча нефти возросла с 8,5 млн б/д до почти 9 млн. Сейчас она колеблется на этом уровне, а экспортеры нефти страдают от огромной неопределенности спроса на фоне второй волны коронавируса. Американские сланцевые бурильщики тоже пострадали от снижения цен, которые остановились в промежутке $35-45 за баррель. Ковидный шок ставит перед российской «нефтянкой» вопрос: прав ли был Сечин, утверждая, что американская добыча «украла» долю рынка, которая могла остаться за Россией?

Отставание добычи

С 2001 года налогообложение российского нефтяного сектора является регрессивным. Говорим ли мы об экспортных пошлинах или налоге на добычу полезных ископаемых (НДПИ), фактическое налоговое бремя возрастает с ростом цен на нефть, в результате чего больше прибыли, которая могла бы использоваться для финансирования дальнейших инвестиций, уходит в бюджет. Фактическая налоговая ставка на добычу нефти, которая складывается из НДПИ и пошлин (стоит заметить, что пошлины понемногу отменяются), составляет около 64% — и это без учета налогов на корпоративную прибыль. Эта ставка может быть понижена посредством освобождения от налогов. Однако, учитывая расходы, по оценкам на 2019 год нефтяные компании сохраняют около 18% стоимости каждого барреля нефти, который они продают по цене в диапазоне $30-100. Хотя чистая прибыль все же растет с повышением цен, этот рост незначителен. При этом компании получают довольно мало прибыли, если цены на нефть падают ниже $30 за баррель.

Такая динамика означает, что российские нефтяные компании не особо чувствительны к повышению цен выше $30-35 за баррель, но при этом очень чувствительны к любому падению цен ниже этого порога. Рост цен, как правило, ведет к расширению бурения, но за этим в конце концов следует отложенный рост издержек, так как бурят скважины с нефтью, более сложной для добычи. Налоговый режим искажает эту связь, поскольку компании не получают большую часть роста прибыли при цене выше $35. Частично этот эффект сглаживается ожиданиями спроса и цен, а также снижением издержек добычи при ослаблении рубля. Но поскольку рост добычи гораздо меньше зависит от цены, а будущие цены растут по мере бурения более дорогой нефти, российские компании должны учитывать рост издержек добычи на более старых месторождениях, а не только инвестировать в новые.

Наблюдая за ежегодными изменениями объемов российской нефтедобычи с 2000 года, можно увидеть эффект налогового режима в действии. Здесь полезно сравнение с показателями для Саудовской Аравии, США и остального мира.

Рост российской нефтедобычи был самым значительным в 2000-2004 гг., когда цены, хотя и росли, не были слишком высокими, а рост добычи в основном обеспечивали такие компании, как «Юкос» и «Сибнефть», применявшие западные технологии добычи с целью максимизировать добычу на месторождениях, разработка которых началась еще в советские времена. Пока цены росли, эти две компании были национализированы, легкий рост посредством эксплуатации советских месторождений был реализован и увеличение добычи замедлилось. В 2008 году оно даже сократилось, хотя цены при этом поддерживали рост добычи.

Отложенные ожидания

Поскольку возврат капиталовложений в разведку, освоение и эксплуатацию, как правило, занимает десятилетия, факторы, обеспечивающие рост добычи, не менее важны, чем сам факт этого роста. В 2000-2004 гг. российская нефтедобыча возросла более чем на 3,2 млн б/д. При этом цены в этот период в основном не превышали $35 за баррель, а консенсусные прогнозы не предсказывали мощный рост цен в 2005-2008 гг.  Когда после 2009 года цены подскочили выше $100 за баррель и остались на этом уровне, в России отмечалось лишь незначительное увеличение темпов роста добычи, хотя рынки тогда считали, что цены на уровне $100 за баррель и выше — это «новая нормальность».

Между 2010 годом и обвалом цен на нефть, который начался в 2014 году, добыча возросла на лишь немногим более 700 000 б/д, несмотря на средние цены $100 или больше. Издержки разведки и бурения для новых месторождений были выше. Возрастала необходимость компенсировать истощение старых нефтяных скважин и месторождений Западной Сибири посредством инвестиций в новые месторождения, что повышало относительные издержки добычи по сравнению с увеличением нефтеотдачи уже используемых месторождений.

С 2016 года рост добычи ограничивали сокращения OPEC+. Относительного роста с 2014 года (еще примерно на 700 000 б/д) удалось достичь, сократив издержки с помощью девальвации рубля, расширения горизонтального бурения и налоговых послаблений, которые получили «Роснефть» и «Газпромнефть», теперь страдающие от недавнего пересмотра налоговой политики. За исключением раннего периода роста, когда цены были не очень высокими, в 2004-2019 гг. российский рост нефтедобычи удовлетворил только 12% мирового роста спроса. Фискальный режим, геология и география не способствовали росту инвестиций в новую добычу и бурение вне освоенных месторождений и их спутников. Российские компании, возможно, захотят инвестировать в новую добычу, когда будут сняты ограничения OPEC+, однако опыт последних десятилетий показывает, что налоговое бремя тормозит рост добычи в благоприятных ценовых условиях.

Аргумент, что инвестиционные планы страдают из-за внутриполитического климата, представляется неубедительным. Даже самые крупные фирмы, которые способны к самостоятельным инвестициям, все равно не стали инвестировать больше. «Лукойл» сознательно занимается максимизацией прибыли за баррель вместо наращивания добычи.  «Роснефть», крупнейший игрок в секторе, полагается на приобретение освоенных или частично освоенных активов вместо инвестиций в новые месторождения.  Стремление Сечина избежать любых сокращений добычи связано с тем фактом, что у него закончились крупные объекты, разработанные другими, которые он мог бы приобрести. Классические инвестиции в нефтедобычу занимают время, однако налоговый режим снижает привлекательность крупных проектов после того, как были приобретены менее крупные, но более гибкие и эффективные операторы, которые осваивали крупнейшие разведанные активы.

Горизонт событий

Как упоминалось выше, для инвестиций в месторождения нефти очень важен горизонт времени. Поскольку обычные месторождения возвращают вложенные средства в течение нескольких десятилетий, долгосрочные ожидания и налоговые режимы значат гораздо больше, чем текущие цены на нефть. Как мы видели, ожидания высоких цен в ситуации, когда спрос продолжал возрастать, обусловили значительный рост российской нефтедобычи, однако этот рост был отложен примерно на пять лет и осуществился только в условиях обвала цен, а затем его сдержали ограничения OPEC+. Можно предположить, что сохранение высоких цен на нефть привело бы к большему росту добычи благодаря различным арктическим проектам. Однако даже в этом случае высокие издержки и фискальные условия все равно отпугнули бы иностранные компании, которые стремятся максимизировать доходность инвестиций. Добыча на шельфовых проектах в Арктике началась бы только через несколько лет. Кроме того, она связана с высоким риском, поскольку из-за немедленных затрат очень сложно останавливать скважины в случае обвала цен или спроса. Однако со сланцевой нефтью ситуация совсем другая.

В США средняя скважина, разработанная посредством фрекинга, выдает практически всю нефть за первые 48 дней добычи. Поэтому добыча сланцевой нефти куда более чувствительна к текущим ценам, чем к долгосрочным ожиданиям. Исторически для конкурентоспособности сланцевых проектов были необходимы заоблачные цены. Это произошло в 2010-2014 гг., когда добыча нефти в США выросла более чем на 4,5 млн б/д. Обвал цен на нефть в 2014-2015 гг. привел к резкому росту банкротств в 2016 году, однако компаниям удалось адаптироваться благодаря агрессивному сокращению издержек. К 2020 году они могли продолжать добычу при цене ниже $45, а во многих случаях — и $40. После некоторого проседания американская нефтедобыча выросла с 2015-го по 2019 год более чем на 5,2 млн б/д. Краткий цикл реализации прибыли сланцевых проектов совпал с относительно низкой стоимостью выпуска «мусорных» облигаций. Это означало, что даже если компании не могли добиться положительного сальдо доходов и расходов, они все равно могли финансировать добычу и продолжать бурить.

Большая часть добычи сланцевой нефти в США приходится на более старые месторождения, которые теперь возрождаются с помощью новых методик добычи или же с использованием большого количества скважин, добыча из которых не была завершена. Это означает, что компании не просто быстро реагируют на изменения цен. Они могут позволить себе заранее бурить скважины, чтобы в случае необходимости быстро нарастить добычу. В этом году Россия скопировала этот подход, чтобы сделать то же самое, когда закончится действие ограничений OPEC+. Это означает обвал цен в будущем, если только не будет мощного восстановления спроса или значительного сокращения добыча где-то еще.

В теории Сечин прав. На практике же он ошибается. Добыча нефти с традиционных месторождений обычно осуществляется в условиях ценовых циклов, где пики и провалы компенсируют друг друга и обеспечивают возврат инвестиций. Однако сланцевая нефть сломала традиционный цикл цен, спроса и предложения. Российские нефтяные компании, возможно, могли нарастить добычу после 2010 года, однако они слишком медленно реагируют на рост цен и слишком чувствительны к обвалам цен на неустойчивом рынке. Освоение новых месторождений требует от них больших издержек, а затраты на добычу на старых месторождениях тоже понемногу растут. И все это без учета того, что низкие цены на нефть наносят ущерб экономике России в целом.

Фото: Scanpix