Кто остался на трубе

13 мая 2002, 00:00
  Урал

Изменение геополитической ситуации открывает перед Россией уникальную возможность занять новое место на мировом рынке нефти

Минувшие два года оказались для нефтяной промышленности самыми удачными за последнее десятилетие. На волне крайне благоприятной ценовой конъюнктуры (среднегодовая цена на нефть марки Urals на уровне 22 - 24 доллара за баррель) добыча нефти и газового конденсата выросла почти на 15% (с 305 до 348 млн тонн). Свыше половины прироста дал Ханты-Мансийский автономный округ: на него приходится 55% добываемой нефти, здесь расположены добывающие мощности крупнейших нефтяных компаний. Еще в 1999 году даже в самых радужных прогнозах такого прироста не планировал никто.

Сегодня нефтедобыча составляет треть российского экспорта (33 млрд долларов) и приносит основные доходы бюджета. В ней работают крупнейшие российские компании: объем производства ЛУКойла, например, в полтора раза больше объема промышленной продукции всей Свердловской области, а капитализация ЮКОСа превышает 20 млрд долларов. Отрасль дает 40% прибыли в промышленности, причем в последние два года эта прибыль перераспределяется в другие отрасли: машиностроение, металлургию, стройиндустрию.

Сохранится ли тенденция к росту нефтедобычи или конъюнктурный всплеск сменится стагнацией и постепенным спадом, как это предсказывали многие эксперты?

Ответ на ключевой для экономики и Урала, и всей России вопрос держится на трех "китах" - геополитике, инфраструктуре и запасах. Напряженность между нефтедобывающим мусульманским Востоком и нефтепотребляющим Западом растет не по дням, а по часам. Это заставляет Запад искать альтернативные варианты нефтеобеспечения экономики. Инфраструктура (трубопроводная система, нефтеналивные порты, выход к морским путям), созданная еще во времена Советского Союза, частично потеряна с его распадом. Кроме того, она не отвечает изменившимся экономическим приоритетам. Наконец, запасы: уральские месторождения сильно истощены, тюменские уже в ближайшем будущем войдут в стадию падения добычи, потенциал новых месторождений пока не ясен.

Геополитика: цена вопроса

В кругах аналитиков распространены три взаимоисключающие точки зрения на прогноз цен на нефть. Согласно первой все решает ОПЕК: плохо спрогнозировала спрос и спланировала производство - цены рухнули (как это произошло в 1998 году); хорошо - цены держатся на нормальном уровне. Вторая точка зрения: "если цены упали, значит, это кому-нибудь нужно". Этот подход подразумевает осознанное воздействие на цену какой-либо из сторон (либо ОПЕК, либо США как крупнейшего потребителя нефти) и особенно любим политиками. Третью позицию хорошо отражает фраза, которую приписывают Вагиту Алекперову: "Цена нефти - от бога". Истина, как обычно, где-то посередине.

Ключ к ценообразованию - баланс спроса и предложения. В последнем докладе министерства энергетики США ежегодный рост потребления нефти в мире прогнозируется в среднем на 2,2%, с 76 млн баррелей в сутки в текущем году до 119 к 2020-му. Прогноз построен на том, что за этот период потребление энергии в мире вырастет на 60%, в основном за счет нефти. Спору нет, экономика оказывает важное влияние на цены. Но еще большее влияние оказывает на них политика.

Страны Ближнего и Среднего Востока обеспечивают 11% потребностей в сырой нефти США, 39% - Западной Европы, 80% - Японии и почти 50% Азии, Австралии и Океании. Любое обострение политической обстановки в регионе - и поставки под угрозой. Прочие нефтедобывающие регионы - Латинская Америка, Мексика, Венесуэла и Колумбия - закрывают почти четверть потребностей США в сырой нефти. И в каждом из них политическая нестабильность очень высока, любое обострение конфликта между официальной властью и оппозицией чревато срывом обеспечения. Последний пример - военный переворот в Венесуэле. Восприняв его как положительную новость (смещенный Уго Чавес выступал за сокращение поставок в США), рынок отреагировал снижением цен. Но Чавес вернулся. Теперь он вполне может увидеть за историей с переворотом "уши" Соединенных Штатов и поддержать инициативу Ирака ограничить поставки нефти союзникам Израиля. А поскольку Венесуэла является одним из наиболее активных членов ОПЕК и четвертым в мире экспортером, обвал рынка вполне вероятен.

В напряжении держит рынок инициатива Ирака, касающаяся приостановки экспорта нефти в Штаты в связи с эскалацией палестино-израильского конфликта. Конечно, в случае чего нехватку иракской нефти в размере 2 млн баррелей в сутки закроет Саудовская Аравия, располагающая свободными мощностями в 3 млн баррелей. Но инициативе симпатизируют Иран и Ливия, а это уже чревато повторением нефтяных "шоков" 70 - 80-х годов.

Политическая составляющая цены на нефть очень высока и плохо прогнозируема. Противостояние между мусульманским и западным миром увеличивается. Противоречия имеют фундаментальный характер и не могут быть разрешены одной или несколькими военными операциями. Все чаще в западной прессе и в выступлениях официальных лиц мелькает идея, согласно которой Россия может заменить западному миру нестабильные поставки ближневосточной нефти. И Россия в этой ситуации получает уникальный шанс резко увеличить присутствие на мировом рынке нефти и нефтепродуктов.

Не все так просто

Конечно, желание западного мира отказаться от услуг ОПЕК преувеличивать не стоит. Почти 80% доказанных запасов нефти в мире принадлежит странам ОПЕК, они обеспечивают почти 40% ее мирового производства сегодня и сохранят роль основных источников нефти в долгосрочной перспективе. Место России куда скромнее.

Россия контролирует чуть меньше 5% доказанных мировых запасов нефти и занимает по этому показателю седьмое место в мире, уступая Саудовской Аравии (25%), Ираку (10,6%), Кувейту, ОАЭ, Ирану и Венесуэле. (Впрочем, доказанные и реальные запасы - понятия разные. По некоторым оценкам, объем реальных запасов нефти на территории России и береговых шельфах в 2 -3 раза превышает разведанные.) При этом Россия занимает второе место по объемам производства нефти в мире (10,4%), немного уступая Саудовской Аравии. В 2002 году Россия продолжала наращивать выпуск нефти и по итогам февраля заняла первое место.

Между тем все эти достижения - медленно, но верно проедающееся наследие социалистического прошлого. В свое время Советский Союз вложил в создание инфраструктуры и разработку тюменской нефти десятки миллиардов долларов. Сегодня крупнейшие месторождения Западной Сибири входят в фазу падающей добычи. Меньше десятка лет - и без значительных инвестиционных затрат себестоимость добычи начнет расти по экспоненте.

Сейчас обводненность сырья в среднем по округу составляет 84%, для НК "ЛУКойл-Западная Сибирь" и ЮКОСа - около 75 - 78%, для Сургутнефтегаза - 85%*.

Это означает, что для добычи одной тонны нефти тому же Сургутнефтегазу надо извлечь вместе с нефтью почти 6 тонн воды, закачав в пласт почти 7 тонн. При темпе роста обводненности на 1% в год не пройдет и десяти лет, как издержки этих компаний на добычу увеличатся более чем вдвое. Малодебитные (менее 2,5 тонны в сутки) скважины с минимальной рентабельностью сегодня составляют примерно половину общего эксплуатационного фонда, и количество их растет. Запасы крупнейших добывающих предприятий Урайнефтегаза (ЛУКойл), Самотлорнефтегаза ( ТНК) выработаны более чем на 70%, Сургутнефтегаза, Лангепаснефтегаза (ЛУКойл) и Мегионнефтегаза ( Славнефть) - на 50 - 60%. Все это увеличивает и без того высокую (5 - 10 долларов) в среднем по России себестоимость добычи барреля нефти. Для сравнения: в Саудовской Аравии, Ираке и Иране он составляет не более 1 доллара, на Каспии, в Ливии, Мексике, Малайзии, Нигерии - от 2 до 5 долларов.

Впрочем, в Западной Сибири все не так плохо по сравнению с Урало-Поволжьем. Себестоимость добычи на Башнефти и Татнефти максимальна, месторождения истощены, добыча падает (в текущем году в планах Татнефти остановка около 2 тысяч скважин и сокращение добычи на 2%), а качество - одно из худших по отрасли.

Вглубь или вширь?

Проблема увеличения добычи и снижения себестоимости имеет два пути решения. Первый - "американский" - повышение производительности путем повышения нефтеотдачи разрабатываемых пластов. Супервысокая себестоимость нефтедобычи в Штатах (17 - 19 долларов в западном Техасе и до 35 в других районах) компенсируется отличной технологической базой и самой высокой производительностью труда в мире. Одно "но": доступ к крупным инвестициям в Америке легче.

Расчеты, проведенные McKinsey Global Institute (Экономика России: рост возможен, 1999), показывают, что пятая часть скважин может быть подвергнута гидроразрыву с ростом нефтеотдачи на 20%. Применение физико-химических методов воздействия дает прирост на 8 - 10%. Наконец, даже простое уплотнение сетки скважин обеспечит рост в 7%.

Наиболее активно этот путь использовал ЮКОС в кооперации с мировым лидером в области нефтегазовых технологий Shlumberger. Прошлогодний прирост объема на 20% (1,6 млн тонн) обеспечен применением технологии гидроразрыва пласта, еще 2,6 миллиона из 8,5 млн тонн общего прироста дала интенсификация добычи. ЮКОСу в прошлом году удалось в два раза превысить проектные показатели добычи на одну скважину и в 1,2 раза поднять уровень добычи, снизив при этом ввод новых скважин вдвое, а объемы эксплуатационного бурения на 35% против проектного уровня. (Правда, при этом ЮКОС обвиняют в выборке высокопродуктивных запасов, что резко ухудшает возможности будущей добычи. Низкие совокупные показатели инвестиций ЮКОСа косвенно подтверждают эти упреки.)* В прошлом году по пути ЮКОСа пошла и Сибнефть.

О вложениях в технологии других компаний косвенно позволяет судить такой показатель, как объем капитальных вложений в разведку и добычу в расчете на тонну добытой нефти. По этому показателю лидируют ТНК, Сибнефть и Сургутнефтегаз. При этом по стабильности вложений абсолютным лидером остается Сургутнефтегаз, который вкладывал в инвестиции почти всю прибыль и в предыдущие годы, когда большинство конкурентов было озабочено созданием своих ФПГ и скупкой активов других компаний. Так, в 1999 году капвложения Сургутнефтегаза составили 40% капвложений всех восьми крупнейших нефтедобывающих компаний.

Мимоходом отметим еще один прискорбный факт. Несмотря на мощный нефтемашиностроительный комплекс, у нас отсутствуют наиболее передовые технологии нефтедобычи. По свидетельствам нефтяников, оборудование Schlumberger для гидроразрыва пласта не имеет аналогов в России, а срок работы шарошечного долота производства Волгабурмаша в среднем в пять раз меньше американского. Покупка технологий на Западе - дело дорогостоящее, да и вредное при собственных незагруженных предприятиях. Предложения в документ "Промышленная политика РФ" по части госинвестиций в покупку или разработку современных технологий нефтедобычи напрашиваются сами собой.

Другой путь расширения добычи - выход на новые месторождения. Глобально это четыре региона: Каспий (предполагаемые запасы в российском, казахстанском и азербайджанском секторах, по разным оценкам, от 5 до 14 млрд тонн нефти и газового конденсата), Тиман-Печора (до 3,5 млрд тонн), Восточная Сибирь (12 млрд тонн) и Сахалинский шельф (свыше 5 млрд тонн).

В Тимано-Печорской провинции наибольшую активность развил ЛУКойл совместно с американской Conoco. О планах освоения восточно-сибирских запасов заявили ЮКОС, Сургутнефтегаз, BP Amoco. Сахалинский шельф осваивают в основном зарубежные нефтяные компании ( Exxon, Shell), а также Роснефть. Каспий с его низкой себестоимостью добычи уже облюбован ЛУКойлом, который добывает на трех казахстанских месторождениях около 1 млн тонн нефти и газового конденсата в год и планирует довести добычу до 4 млн тонн. Кроме ЛУКойла российский сектор с суммарными запасами около 1 млрд тонн разрабатывает Каспийская нефтяная компания (совместное предприятие ЛУКойла, Газпрома и ЮКОСа). О планах освоения Каспия объявили Роснефть, Славнефть, Татнефть и ТНК. Перспективно (правда, пока эта перспектива далека) освоение нефтегазовых месторождений на шельфах Баренцева и Карского морей.

Впрочем, почти все перспективные проекты натыкаются на отсутствие достаточной инфраструктуры по транспортировке нефти. В СССР все решилось бы просто - затеяли бы новую народную стройку. Сейчас объединить огромный инвестиционный ресурс, к тому же частным компаниям, значительно сложнее.

Инфраструктура в добыче главное

В каком направлении должна развиваться транспортная нефтепроводная система? Это зависит от того, на каких рынках мы хотим присутствовать через 3 - 5 лет - именно столько, если не больше, требуется для строительства крупных транспортных артерий.

Ключевыми для России являются два направления: Европа и выход через Дальний Восток на рынки Азии и Америки.

Европа - приоритет 1. Падающая добыча в Северном море и растущее потребление нефти в Европе - идеальная ситуация для увеличения российского присутствия на этом рынке. Мощная инфраструктура связывает нас с Европой еще с советских времен: по нефтепроводу "Дружба" и сейчас экспортируется почти 50% российской нефти. Остальное идет морем через нефтеналивные порты в Вентспилсе (Латвия), Бутинге (Литва), Новороссийске, Туапсе.

Компания " Транснефть" в прошлом году ввела первую очередь Балтийской трубопроводной системы стоимостью 500 млн долларов и мощностью 12 млн тонн в год. В перспективе система свяжет Тимано-Печорский регион со строящимся нефтеналивным портом в Приморске. В этом году мощность системы планируется увеличить в полтора раза, далее - до 30 млн тонн. На 15 млн тонн планируется расширить мощности в крупнейшем нефтеналивном порту северного направления Вентспилсе. Другой монополист, Транснефтепродукт, тоже не дремлет: строит нефтепродуктопровод Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск.

Не менее амбициозны проекты отдельных нефтяных компаний. Крупнейший - строительство Сургутнефтегазом нефтепродуктового комплекса в бухте Батарейная и нефтепровода Кириши - Батарейная мощностью 15 млн тонн. Общая стоимость проекта - 500 млн долларов. ЛУКойл реализует проект "Северные ворота", предполагающий транспортировку нефти от Тимано-Печоры до Баренцева моря, а затем собственными танкерами ледового класса - на внутренний рынок или на экспорт. Проект ЮКОСа, поддержанный Транснефтью, предполагает интеграцию нефтепроводов "Дружба" и "Адрия" (Хорватия), что позволит увеличить экспорт через хорватский порт Омишаль на 5, а затем на 15 млн тонн. Реализация этих проектов сделает реальным рост экспорта нефти и нефтепродуктов на европейский рынок на 50 - 70 млн тонн в год и увеличит долю российских компаний на нем с сегодняшних 20 - 22 до 30%.

Восточное направление - более долгосрочная, но ничуть не менее важная перспектива. Китай, экономика которого растет на 7 - 8% в год, российскую нефть почти не потребляет, хотя находится совсем рядом с богатейшими месторождениями Восточной Сибири. Во-первых, месторождения не разработаны, во-вторых, "трубы" нет. Выход на этот рынок обеспечит России стабильно растущий канал сбыта и откроет путь к китайским инвестициям. С инициативой постройки нефтепровода до Китая (Дацин) выступил ЮКОС. Проект не дешев (1,7 млрд долларов), но позволит экспортировать до 30 млн тонн нефти в год. Строительство должно начаться этим летом.

В начале апреля Транснефть представила альтернативный проект - строительство нефтепровода от Ангарска до Находки. Проект хорош всем: строить начнем в 2004-м, закончим к 2007 году, нефть сможем экспортировать не только в Китай, но и в другие страны Юго-Восточной Азии, а также в Штаты. Одна проблема: стоит он втрое дороже юкосовского. Боливар, однако, двоих не вынесет: ясно, что один из проектов должен умереть. В проект ЮКОСа Китай уже согласился вложить 700 млн долларов, а проект Транснефти пока только в стадии рождения. Хотя стратегически последний проект лучше, так как даст сибирской нефти выход на тихоокеанский рынок. Какой из двух проектов победит, станет известно уже в этом году.

Есть и другая возможность выхода на американский рынок. Это разработка Сахалинского шельфа, себестоимость добычи на котором - одна из самых низких в мире. Американская нефтяная компания Exxon уже заявила о готовности вложить в добычу нефти на Сахалине 15 млрд долларов с дальнейшим наращиванием инвестиций. Впрочем, радоваться рано. Каспийский международный нефтяной консорциум, распущенный несколько лет назад, планировал вложить в разработку месторождения Карабах (Азербайджан) несколько миллиардов долларов. Прогнозируемые запасы Карабаха оценивались в 150 млн тонн. Однако после трех лет геолого-разведочных работ стоимостью 100 млн долларов удалось подтвердить лишь 30 млн тонн. В итоге проект отвергли. Та же участь постигла несколько каспийских проектов поменьше. Поэтому сколько-нибудь достоверно об инвестициях можно будет говорить только после проведения геолого-разведочных работ и начала промышленной добычи. А это - лет пять как минимум. В то же время, если Штаты действительно решат диверсифицировать импорт нефти за счет России, пять лет не срок.

Не подлежит сомнению одно: наибольший кусок "торта" получит тот, кто получит инфраструктуру. Именно она сыграет ключевую роль в перераспределении рынков сбыта между российскими компаниями. Лучшие позиции здесь у лидера - ЛУКойла. Он имеет худшие показатели роста темпов добычи и худшие финансовые показатели по сравнению с тем же ЮКОСом, однако застолбил стратегически важные артерии на южном и северном направлениях. ЛУКойл контролирует крупнейший Новороссийский морской торговый порт и участвует в Каспийском трубопроводном консорциуме - это экспорт с разрабатываемых казахстанских и азербайжданских прикаспийских месторождений. Вместе с западными партнерами компания реализует проект "Северные ворота" - а это экспорт до Баренцева моря тимано-печорской нефти. Кроме того, ЛУКойл владеет танкерным флотом ледового класса, благодаря чему монопольно контролирует танкерные перевозки нефти по Северному морскому пути.

Другая стратегия у ЮКОСа. Заявлены громкие проекты (Китайский нефтепровод, интеграция "Дружбы" и "Адрии"), достигнуты отличные текущие результаты как по финансам, так и по темпам добычи, обеспечен быстрый рост капитализации. Благодаря этой стратегии ЮКОС сегодня - номер один по капитализации, его прибыль выше прибыли ЛУКойла при меньших объемах добычи, темпы роста - одни из самых высоких в отрасли. Между тем инвестиционные вложения в разведку и добычу в расчете на тонну добываемой нефти в компании - одни из самых низких по отрасли (ниже только у аутсайдера Сиданко). Вероятно, ЮКОС поставил на "большой рывок", надеясь на волне краткосрочного по природе успеха получить приоритетный доступ к рынку капиталов для финансирования крупных инвестиционных проектов. По мнению некоторых экспертов, это вызвано еще и тем, что ЮКОС выбирает высокопродуктивные запасы, ухудшая тем самым будущие возможности добычи. Это стратегия спекулянта: она может дать компании сверхдоход, но при этом серьезно подкосить рыночные позиции.

Стратегии ЛУКойла и ЮКОСа - крайние позиции. Остальные игроки менее агрессивны и амбициозны, концентрируют усилия на меньшем количестве направлений. Кто победит, неизвестно. Однако сомнений нет: выигравшие получат не только новые рынки, но и возможность увеличить свой бизнес за счет менее удачливых конкурентов. Это в свою очередь приведет к дальнейшей концентрации нефтяной промышленности.

Светлое нефтяное будущее

Реализации планов способны противодействовать многие факторы. Вряд ли та же ОПЕК будет спокойно смотреть на падение своей доли на рынке (а доля в мировом производстве ОПЕК сократилась за последний год с 42 до 38,8%). Причем основной риск даже не в ценовой войне. Организация экспортеров нефти в этом не заинтересована: основные фонды ключевых арабских нефтеэкспортеров сильно изношены, им также нужны крупные инвестиции, которые в условиях ценовой войны получить сложнее. Значительно серьезней риск усиления распрей внутри ОПЕК. Они могут привести к выходу из нее ряда стран и неконтролируемому росту добычи странами Северной Африки и Азии, а это грозит снижением цен.

Западные страны тоже не заинтересованы в высоких ценах на нефть, и играть на повышение не будут. Правда, существует расхожий миф о их стремлении получать нефть по 5 - 10 долларов за баррель. Но при этом низкие цены полностью нивелируют эффект от выпестованных с таким трудом энергосберегающих технологий, перекроят структуру энергетического баланса.

Большинство экспертов сходится на том, что пессимистичный на ближайшие годы сценарий - это 15 - 20 долларов за баррель. И такой "коридор" для России вполне приемлем. Конечно, в этом случае собственных средств отрасли для реализации заявленных планов не хватит. Но недостаток (грубо он оценивается в 10 - 15 млрд долларов на ближайшие пять лет) вполне можно покрыть за счет внешних заимствований. Недооцененность российских нефтяных компаний и соответственно возможностей для дополнительных заимствований продемонстировал ЮКОС, обогнав более чем в полтора раза по капитализации традиционного лидера - ЛУКойл.

Задача нефтяников - справиться с поставленными планами. Тогда у России появятся все возможности для того, чтобы занять новую нишу на мировом рынке нефти. Вопрос, удастся или нет, не стоит: реализация крупнейших проектов уже идет полным ходом. Вопрос в том, насколько удастся.

Разработка новых месторождений будет медленно, но верно снижать роль Тюмени как центра российской нефтедобычи. Через десяток лет на Востоке и Севере страны появятся крупные нефтедобывающие районы, которые в долгосрочной перспективе составят конкуренцию тюменским регионам. Долгожданной независимости экономики от нефтяного экспорта Россия не получит. Да и не нужна она при ближайшем рассмотрении: - если уж богом даны нам богатейшие залежи полезных ископаемых, почему их не добывать и не экспортировать? Никто при этом не мешает развивать обрабатывающий сектор. Наоборот, масштабы инвестиционного процесса в нефтедобыче неизбежно вызовут рост в смежных отраслях: машиностроении, металлургии, стройиндустрии, многих других. Так получилось в 60 - 70-е годы, когда за пару десятилетий страна получила новый промышленно развитый регион. Ошибка СССР была в одном: супердоходы отрасли административным порядком направлялись в неэффективные сферы производства. В нашем случае инвестиционный процесс пойдет без посредничества государства.

Опасения относительно "подсаживания экономики на нефтяную иглу" беспочвенны. Нефтедобыча станет не наркотиком, а лечебными инъекциями, направленными на поддержание медленного и тяжелого процесса реструктуризации более капиталоемких и технологически насыщенных секторов промышленности, прежде всего машиностроения.

* Карасев В. Уроки пройденного пути//Нефтегазовая вертикаль, 2002, 4.

* Зайцев Г., Толстолыткин И., Сутормин С. Победителей не судят?//Нефтегазовая вертикаль, 2002, 4.

Аналитический центр "Эксперт-Урал"