Пока мир ищет лекарство от COVID-19, многие бизнесы, пострадавшие в результате всеобщего локдауна и снижения мобильности, ищут способы поддержать свое финансовое здоровье. Нефтяные компании не исключение, ведь мировой кризис привел к серьезному падению цен на нефть.
Антикризисная терапия
Лекарство от кризиса — урезание расходов. Обычно под нож экономии в первую очередь идет геологоразведка, то есть рискованные инвестиции, проекты, не приносящие гарантированной прибыли или, во всяком случае, доходов в краткосрочной перспективе. Затем сокращают инвестиции в низкорентабельные активы, браунфилды, сложные крупные проекты. Лишь в последнюю очередь отключают скважины — главный источник дохода для нефтедобывающего бизнеса.
Особенность нынешнего кризиса состоит в том, что сокращать добычу пришлось с самого начала, причем весьма существенно — почти на 20%. Таковым было решение ОПЕК+, направленное на стабилизацию положения на рынке и снижение негативных эффектов от весеннего перепроизводства. Поэтому нефтяники оказались под двойным давлением: доходы снизились как в результате падения цен, так и из-за ограничений добычи.
Естественно, что в такой ситуации компании ищут, на чем сэкономить, как снизить риски и подстраховать себя от еще больших потерь. Выбор непрост: первый кандидат в списке на сокращение — геологоразведка — это одновременно и фундамент для будущего развития бизнеса. А значит, чем сильнее это направление просядет сегодня, тем более сложным окажется посткризисное восстановление.
«Ни одна крупная вертикально-интегрированная нефтяная компания не может позволить себе не заниматься геологоразведкой, полностью остановить это направление работы даже в период кризиса», — говорит Юрий Масалкин, руководитель дирекции по геологоразведке и развитию ресурсной базы «Газпром нефти». Ключевая задача — правильно определить приоритетные проекты, работа над которыми должна продолжаться в полном объеме. По остальным проектам необходимо принять решение о том, насколько существенным будет сокращение. Часть проектов может быть и вовсе поставлена на паузу или даже продана: перенос сроков запуска снижает создаваемую в них стоимость, в то время как на рынке могут быть компании, заинтересованные в том, чтобы реализовывать проект быстрее, даже в условиях кризиса.
Энергетическое перепутье
Для многих компаний кризис 2020 года дал толчок для пересмотра стратегии развития ресурсной базы. Дополнительным фактором здесь стала экологическая повестка. Конечно, ее влияние на энергетический сектор было заметно и раньше: инвестициями в проекты в области возобновляемых источников энергии отметились такие нефтегазовые мейджоры, как Royal Dutch Shell, Total, BP, Eni, Equinor (Statoil). Впрочем, сегодня они позиционируют себя уже не просто как нефтегазовые, а как энергетические компании.
Вложения в возобновляемые источники энергии для ВИНКов — это пока скорее инвестиции в будущее. Таким образом они, с одной стороны, демонстрируют приверженность ценностям современного общества, с другой — резервируют за собой место на растущем рынке, рассчитывая на выигрыш в будущем, когда люди во всем мире массово начнут пересаживаться на электромобили и спрос на жидкие углеводороды начнет падать.
Однако кризис, резко сокративший ресурсы для инвестиций, заставляет определяться с приоритетами. И для тех, кто уже начал серьезно вкладываться в ВИЭ, встал вопрос о том, стоит ли теперь отказаться от этих проектов, сосредоточившись на разработке традиционных ресурсов, или, наоборот, лучше направить средства в новую энергетику, согласившись с перспективой постепенного сокращения доли углеводородов в своем бизнесе.
Второй путь выбрала британская BP. Недавно компания заявила о планах за следующие 10 лет сократить производство углеводородов на 40% — фактически об отказе от поиска новых возможностей в нефтегазе и о перенаправлении основных инвестиций в развитие ВИЭ. К 2050 году BP намерена достигнуть нулевого уровня эмиссии CO². Стоит отметить, что BP была едва ли не первой ВИНК, начавшей развивать направление ВИЭ еще в 1980-х годах. Серьезным ударом для компании стала авария на платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе в 2010 году, заставившая ее в итоге отказаться от части низкомаржинального бизнеса, связанного с ВИЭ, чтобы расплатиться со штрафами. Однако, похоже, новый кризис заставил компанию с зеленым цветком на логотипе по-новому взглянуть на перспективы зеленой энергетики.
Впрочем, далеко не все настроены столь радикально. В конце концов, большинство прогнозов говорит о том, что рост потребления углеводородов в мире будет продолжаться еще достаточно долго. И чтобы удовлетворить этот спрос, нефтяным компаниям необходимо предпринимать усилия по восполнению ресурсной базы. Многие игроки рассматривают сегодняшний кризис как возможность для выгодных приобретений и вхождения в перспективные проекты. В качестве примера можно привести компанию Shell, которая, несмотря на то что, подобно BP, намерена достичь углеродной нейтральности к 2050 году, тем не менее пока не спешит отказываться от новых геолого-разведочных проектов, таких как совместный с «Газпром нефтью» проект «Енисей». В июле компании договорились об увеличении доли Shell в проекте. После закрытия сделки партнерам будет принадлежать по 50% в уставном капитале СП.
Хорошая подготовка
Хотя «Газпром нефть» и изучает возможности применения возобновляемых источников энергии, основной бизнес компании по-прежнему связан с углеводородами. И радикальных изменений здесь ждать не стоит.
«С точки зрения развития ресурсной базы и ключевых ставок наша стратегия остается прежней», — отмечает Юрий Масалкин. Тем не менее кризис неизбежно требует снижать расходы и сокращать инвестиции. Это тактическая оптимизация, и уже сейчас ясно, что сокращение объема геолого-разведочных работ в 2021 будет существенным. Отчасти это связано и с высокой базой: 2019 год для «Газпром нефти» стал рекордным с точки зрения геологоразведки и развития ресурсной базы. «Было выполнено около 16 тысяч погонных километров 2D-сейсморазведки, из них 14 тысяч на шельфе, — рассказывает Юрий Масалкин. — С помощью 3D-сейсмики было обследовано 5,6 тысяч квадратных километров, пробурено 50 поисково-оценочных скважин. Инвестиции составили около 46 млрд рублей, что более чем в два раза больше, чем в 2018 году. Год стал рекордным и по приобретениям: компания получила 32 лицензии, направив на это около 10 млрд рублей. По итогам 2019 года „Газпром нефть“ стала отраслевым лидером по числу приобретенных участков».
Программа геолого-разведочных работ на 2020 год готовилась на базе результатов 2019 года и, с учетом большого количества новых участков, должна была стать еще более объемной. Кризис грянул, когда зимний сезон уже подходил к концу. Сейсморазведка к этому времени была завершена практически полностью. С учетом того, что буровые уже были мобилизованы, поисково-разведочное бурение сократилось не слишком значительно — примерно на 20% от запланированных объемов.
За последние годы «Газпром нефть» хорошо подготовилась к тому, чтобы эффективно перераспределять ресурсы в зависимости от складывающейся конъюнктуры. «Мы много внимания уделили развитию инструментов портфельного управления, поэтому сегодня можем ранжировать наши проекты, а их более 50, с точки зрения масштабов и риска, — говорит Юрий Масалкин. — В кризисные годы мы снижаем уровень риска, перенаправляя активность на опции, с одной стороны, менее рискованные, с другой — способные обеспечить быструю добычу».
Один портфель и четыре корзины
Для принятия решений о выборе первоочередных проектов ГРР и пересмотре сроков по другим проектам в условиях кризиса геолого-разведочный портфель «Газпром нефти» поделен на четыре стратегические корзины. Первая корзина — «Быстрая добыча» — включает месторождения в тех регионах, где у компании уже есть инфраструктура, а успех геолого-разведочных работ позволит достаточно быстро ввести эти запасы в разработку. Это в первую очередь проект «Зима» в ХМАО, включающий месторождение имени Александра Жагрина и еще ряд лицензионных участков, проект «Отдаленная группа месторождений» в Ноябрьском регионе и еще около 20 проектов.
Вторая корзина — «Новые центры добычи». Здесь собраны проекты категории frontier exploration , активы в районах, где у «Газпром нефти» пока нет добычи. Это проекты «Енисей» в Красноярском крае, «Чона» в Иркутской области, «Южный Оренбург» в Оренбургской области, проект в рамках совместного предприятия с Repsol в ХМАО.
Третья — «Технологическая корзина» — включает проекты на сложных, в первую очередь ачимовских, запасах: «Ямбург», «Северо-Ямбург» и ряд других в ХМАО и ЯНАО. Шанс геологического успеха здесь близок к 100%, однако необходимо подобрать правильные технологические решения, чтобы эти запасы стали экономически привлекательными.
Четвертая корзина — «Шельфовые проекты» — сегодня в наиболее сложной ситуации, так как самая ранняя добыча по существующим в ней опциям возможна лишь после 2030 года — за пределами актуальной стратегии развития компании. К счастью, в благоприятные 2018— 2019 годы здесь были проведены большие объемы полевых работ. И сегодня есть возможность спокойно заниматься обработкой и интерпретацией собранных данных, ждать благоприятного момента для продолжения активных действий.
Наилучшие шансы на сохранение плановых темпов имеют проекты первой корзины. «По проекту „Зима“ мы не планируем никаких сокращений, — говорит Юрий Масалкин. — Это высокомаржинальный актив с ресурсной базой высокого качества. С момента его приобретения „Газпром нефтью“ оценка геологических запасов выросла в 8 раз, а экономическая привлекательность — почти в 20 раз. Здесь уже добыт 1 млн тонн нефти, а сроки от открытия запасов до их ввода в разработку составляют около двух лет — выдающийся показатель для отрасли».
Приоритетным проектом во второй корзине признан «Енисей». Несмотря на высокие риски, компания видит здесь потенциал открытия нового гигантского месторождения. Важным условием для того, чтобы продолжить работы по проекту, стало наличие партнера, позволившее разделить и риски, и финансовую нагрузку.
Также компания намерена завершить работы этапа «оценка» по проектам «Чона», «Ямбург» и совместному проекту с Repsol в ХМАО, необходимые для подтверждения их коммерческого потенциала и принятия решений об их дальнейшей судьбе. В следующем году здесь продолжатся испытания высокотехнологичных скважин.
Ключ к новым запасам
Привлечение партнеров в часть проектов — один из ключевых инструментов для того, чтобы сохранить темпы их развития, а значит, и стоимость, разделить риски и снизить инвестиционную нагрузку. «Помимо проекта „Енисей“, по которому сделка находится в завершающей стадии, мы ищем партнеров для „Чоны“, „Ямбурга“, „Северо-Ямбурга“, — рассказывает Юрий Масалкин. — Еще один возможный кандидат для создания СП — „Южный Оренбург“, но здесь мы планируем сначала сделать открытие».
Партнеров ищут и на шельфовые проекты: для продолжения работ на месторождениях «Нептун» и «Тритон» на Сахалине. А на Северо-Врангелевском участке в Чукотском море уже создается совместное предприятие с «НОВАТЭКом».
Выбор правильного момента для привлечения партнера диктуется особенностями проекта и задачами, которые должно решить СП. В таких проектах, как «Енисей» — с низкой степенью изученности запасов — партнер привлекается с самого начала, чтобы разделить риски, связанные с геологическими неопределенностями. Для таких проектов, как «Ямбург», где наличие серьезных запасов уже доказано, а затраты на освоение могут составлять 1–1,5 трлн рублей, СП нужно на более позднем этапе, для того чтобы разделить инвестиционную нагрузку. При этом подтверждением коммерческой составляющей компания предпочитает заниматься самостоятельно, чтобы повысить стоимость проекта до продажи доли.
Конечно, все это не касается проектов, которые не содержат особенных сложностей и не требуют гигантских инвестиций. Так, например, проекты «Зима» и «Отдаленная группа месторождений» «Газпром нефть» намерена реализовывать без постороннего участия.
В компании считают, что кризис — удачное время для привлечения международных игроков в российские проекты. «Россия привлекательна как с точки зрения масштаба ресурсной базы, так и с точки зрения возможности зарабатывать в кризис, — объясняет Юрий Масалкин. — У нас достаточно гибкое налоговое законодательство, которое позволяет компенсировать падение цены за счет снижения НДПИ, в отличие от соглашений о разделе продукции или концессионных соглашений, которые, как правило, используются в проектах на Ближнем Востоке».
Если мир не захлестнет новая волна кризиса, а цены на нефть в первой половине 2021 года стабилизируются в районе $50 за баррель или выше, в «Газпром нефти» рассчитывают уже к 2022 году полностью восстановить докризисные показатели геолого-разведочных работ. Впрочем, нельзя исключить и риски негативного варианта развития событий. Если случится новый кризис, который вызовет падение цен до следующего лета, то с высокой вероятностью восстановление отодвинется еще на один год. Геолого-разведочные работы в Западной Сибири — дело сезонное и требуют серьезной подготовки.
Подписывайтесь, чтобы следить за обновлениями. Оставляйте свои комментарии - нам важно знать ваше мнение.
Раннее мы рассказывали:
Какие уроки мировой бизнес извлек из коронакризиса
Нефть на карантине: почему кризис оказался особенно болезненным для нефтяной отрасли?
Оригинал статьи и другие материалы читайте на сайте журнала: www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/
