Добыча в ХМАО и прогнозы

Интересные звоночки поступают из публикуемых годовых отчетностей крупнейших отечественных производителей черного золота. Отметим пару производственных моментов, на которых хотелось бы остановиться в разрезе прогнозов по добыче нефти в РФ на среднесрочную перспективу.

По итогам 2016 года нефтяная житница ХМАО дала чуть меньше 43% добычи всей нефти в стране, причем не выполнив план. Пик добычи нефти в регионе был пройден еще в далеком 2007 году и прогнозы на ближайшие несколько лет тоже негативные. Борьба с непрерывным истощением традиционных запасов нефти проходит под разными лозунгами. Например Сургутнефтегаз бурит крайне высокими темпами уже очень много лет (более десяти точно), удерживая добычу на полке, но исторически все равно медленно падая. А вот при снижении инвестиционной активности падение будет уже на уровне 7-8% в год, именно это демонстрирует Лукойл Западная Сибирь в своих традиционных регионах присутствия. Да историческое наследие обеих компаний характеризовалось повышенной обводненностью и другими осложняющими факторами (газовые шапки например), но что происходит с остальными? Другой крупнейший оператор региона - Юганскнефтегаз при увеличении эксплуатационного бурения за прошлый год на 50% смог лишь незначительно нарастить добычу нефти. Для текущей макроэкономической обстановки и санкционной конъюнктуры (с попыткой ограничения доступа к высокотехнологичного части спектра нефтесервиса) все это неплохая прокси-модель, ее экстраполяция в будущее региона практически неизбежна. Добавьте сюда пресловутое добровольное сокращение нефтедобычи, под соусом которого многие сейчас начнут глушить старый обводненный фонд скважин и получите картину маслом. Важный промежуточный вывод - чтобы стоять на месте надо бежать куда быстрее, чем даже в не самом отдаленном прошлом.

Тем не менее, компаниями целенаправленно проводятся опытно-промышленные работы по вовлечению в разработку всякого рода плохих и трудноизвлекаемых запасов. Их доля в общей добыче постоянно растет и будет расти. Не только в Западной Сибири. Однако без нормальных налоговых льгот окупаемость большинства пилотных проектов находится под большим вопросом, информация закрытая и мало кто ее афиширует. Не смотря на то, что с 2014 года для ТРИЗов уже действуют разнообразные льготы по НДПИ, этого объективно недостаточно. Консенсус большинства знакомых с ситуацией людей состоит в том, что прогнозная нефтедобыча из ТРИЗов по-факту является скорее функцией от госрегулирования, чем от чего то еще, но также влияют и технологические и финансовые санкции. Не первый год обсуждаемое изменение структуры налогового изъятия (по типу налогообложения дохода или финансового результата) кажется крепко забуксовало где-то между Минэнерго и Минфином. В лучшем случае его тестирование начнется в следующем году, причем на ограниченном списке согласованных проектов. Если договорятся конечно.

Еще можно заметить, что буквально на горизонте пары лет цепочка инициированных ранее крупных проектов в РФ закончится. При этом гринфилды запущенные в последние годы или уже начинают выходить на полку, или даже сейчас имеют небольшую тенденцию к снижению добычи. А вот новых крупных проектов при этом физически нет, как и существенных по масштабу открытий на суше. Ведь основной прирост запасов в рамках ГРР дает доразведка месторождений, то есть работы по типу перевода в более высокие категории запасов, поиска пропущенных залежей и бурения на нижележащие горизонты. Отсюда высокие декларируемые коэффициенты успешности поисково-разведочного бурения, маскирующие фактическое отсутствие открытия новых якорных нефтегазоносных провинций. Неразведанный структурный фонд большинства доступных регионов довольно непримечателен по ресурсной базе. Любые удаленные шельфовые регионы, типа Арктики, это слишком отдаленная перспектива (2030 год+). В довершение, практически все недавно открытые крупные месторождения характеризуются либо сложным геологическим строением, либо иными явными физико-географическими изъянами, что их вовлечение части из них в добычу в обозримой перспективе может быть вообще под вопросом.

Несмотря на то, что даже конкретные аутсайдеры освоили ключевую часть спектра современных технологий бурения и разработки месторождений, к 2019-20 годам мы можем легко подойти во “всеоружии” - с начинающей уже уверенно падать добычей нефти и очень туманными дальнейшими перспективами по ее удержанию. Учитывая инерционность отрасли, принимать какие-то шаги по исправлению ситуации надо уже сейчас.

Зато все вышеобозначенное вкупе с фундаментальным общемировым дном по недоинвестированию (2020-2023 годы) потенциально поддержит цены на нефть в среднесрочной перспективе.