Чем ответить ТЭК России на санкции?

Что ожидает российскую нефтяную промышленность в ближайшей и среднесрочной перспективе? До 2025 года Россия сможет обеспечить стабильную добычу нефти за счет собственных резервов и участия азиатских партнеров, – один из главных выводов опубликованного ИнфоТЭК исследования эксперта Сколтеха Ирины Гайда.

Автор отмечает, что новая реальность заставляет нас смотреть на нефть под «газовым» углом: теперь нужно думать не только о том, как ее добыть, но и – самое главное – как продать и транспортировать.

Существенный фактор риска для российской нефтяной отрасли – то, что около 55% экспорта нефти приходится на «недружественные» рынки (из 4,5 млн барр/сут 52% – на Европу,  1% – на США и 2% – на Великобританию). Еще 32% приходится на Китай. Что касается экспорта нефтепродуктов, то здесь на недружественные страны приходится около 65% (из 2,75 млн барр/сут 50% – на Европу, 21% – на США, которые ввели запрет на импорт российских нефтепродуктов, 4% – на Великобританию).

Источники ключевых рисков для отечественного НГК существенно поменялись: теперь во главе угла стоят вопросы, кто перевозит нефть, достаточно ли танкерного флота, каковы логистические риски на востоке страны, что с рисками неплатежей покупателей.

Дополнительные операционные и стратегические риски для отрасли создают так называемые «самосанкции» со стороны западных компаний. Такие компании, как BP, ENEOS, Eni, Equinor, Galp, Glencore, Neste, OMV Petrom, Preem, Repsol, Shell, Trafigura, TotalEnergies отказались заключать новые контракты (объем отказов составляет 1 млн барр/сут по нефти и 1 млн барр/сут по нефтепродуктам). Логистические компании и владельцы танкеров начинают ограничивать работу в российских портах и с российскими компаниями. Морские страховые компании и банки также начинают избегать транзакций с российской нефтью и другими грузами. Под влиянием этих факторов цена реализации российской нефти сильно упала.

В то же время сокращения добычи нефти в РФ пока не наблюдалось. Морской экспорт нефти был перенаправлен в новые регионы, а нефтепродуктов – снизился, но пока не значительно. Маржа нефтепереработки резко возросла из-за перенаправления потоков и дефицита дизеля в Европе.

При этом Евросоюз достаточно активно претендует на отказ от традиционных углеводородных поставок из России, и по факту для этого региона повестка энергоперехода совместилась с повесткой обеспечения энергобезопасности. Но на горизонте до пяти лет реальных альтернатив поставкам из России на рынке нет, и в этом смысле отказ от них и перенаправление потоков будет тяжелым не только для местных производителей, но и для потребителей.

Мир будет способен адаптироваться к отсутствию российской нефти, однако в ближайшее десятилетие это будет крайне хрупкий и дорогостоящий баланс.

Российский сегмент нефтепереработки при этом более уязвим в силу таких факторов, как высокая доля «темных» остатков, которые традиционно перерабатывались в ЕС и США (сейчас сложно найти сопоставимый плацдарм), а также зависимость от импортных катализаторов, которая в ряде случаев доходит до 100. Также стоит принять во внимание неясные перспективы внутреннего рынка, увеличение мощностей переработки на Ближнем Востоке и то, что по мере прекращения пандемии Китай производит дозагрузку собственных мощностей нефтепереработки.

Среди ключевых технологических вызовов – бурение (флот современных установок), оборудование для крупнотоннажного СПГ, химические реагенты для жидкостей ГРП и буровых растворов, катализаторы, смазочные материалы, криогенные стали, высокотехнологичные пластики, контрольно-измерительные приборы, а также интегрированное управление проектами под ключ (вся система от геологоразведки до управления добычей).

Большая часть нефтедобычи в РФ приходится на месторождения традиционной нефти и газоконденсата. Эксплуатацию данных месторождений компаниям будет несложно поддерживать даже при уходе большинства иностранных участников (доля иностранного оборудования при освоении традиционных месторождений оценивалась на уровне 20%). Но месторождения истощаются, и для их поддержания требуются новые современные технологии увеличения нефтеотдачи, где до сих пор высока роль иностранных компаний (свыше 50%). Доля ТРИЗ в структуре доказанных запасов, по данным Минэнерго, составляет 65%, и необходимость ввода таких запасов с каждым годом будет расти. Именно на ТРИЗ и МУН были основные ставки в области наращивания добычи нефти в России и ее поддержания на уровне 550 млн т в год.

В случае недоступности технологий в долгосрочном периоде российская нефтедобыча может к 2030 году значительно снизиться – до 350–450 млн т в год. Такой большой разброс объясняется высокой степенью неопределенности планов зарубежных нефтесервисных компаний относительно будущих проектов: будет ли поставляться оборудование для них? Также встает вопрос доступности финансирования проектов в условиях санкций.

Таким образом, уход международных нефтегазовых компаний сильно отразится на сфере СПГ и шельфовых проектах, однако в целом он не будет критичен. Уход нефтесервисных компаний может оказать более серьезное влияние, поскольку они обеспечивали поставки высокотехнологичного оборудования и ПО.

В среднесрочной перспективе (до 2025 года с учетом снижения добычи в рамках сделки ОПЕК+) Россия сможет обеспечить стабильную добычу нефти за счет собственных резервов и участия азиатских партнеров. Однако риски ухудшения ситуации возрастают, поскольку доступность сложного программного обеспечения будет ограничена. В долгосрочной перспективе российская нефтедобыча будет зависеть от эффективности программы по импортозамещению и разработке технологий ТРИЗ и МУН.