Африка – кладезь природных ресурсов. Но насколько масштабным может быть участие российских компаний в их оценке и монетизации?
Вопрос монетизации запасов нефти и газа сегодня вообще стоит очень остро.
Особенно для тех стран, которые обладают большими ресурсами – на 50, 70, 100 лет.
Мы все слышали про проблему pick oil, которая сегодня трансформировалась в пик спроса на нефть.
И это означает, что запасы, которые не будут добыты за определенный период времени, могут остаться в земле.
Поэтому, если вы посмотрите на мировые тренды в геологоразведке, на то, как работают мейджоры глобальные, то очень часто мы видим следующее: компании вкладывают в проекты с циклом 3-5 лет.
Если раньше люди смотрели гораздо больше на долгосрочные проекты с циклом более 10 лет, начиная от 7, то сейчас, конечно, все стараются концентрироваться на тех запасах, которые можно быстро извлечь.
…как сланцевые проекты.
Фактически да.
Но на самом деле даже многие глубоководные проекты сегодня обладают гораздо более коротким циклом, чем раньше.
Потому что уже в том же Мексиканском заливе есть инфраструктура, есть понимание геологических структур и можно достаточно быстро запускаться, и компании предпочитают это.
Посмотрите на портфель Exxon, Total, всех мейджоров, там именно такая картина, жизнь запасов равняется 12-15 годам, поэтому вопрос геологоразведки достаточно философский сегодня, запасов в мире много.
Но при этом в Африке существует очень большое количество формаций и провинций, которые уже достаточно хорошо изучены и где перспектива понятна.
Это западное побережье Африки, центральный, южный регионы.
Российские компании изучают возможность работы на этих территориях.
Многие западные мейджоры сегодня смотрят больше на проекты в тех же Соединенных Штатах, Северном море, в Мексиканском заливе, их интерес к Африке чуть-чуть угас.
И поэтому проекты, например, 2го эшелона наши компании вполне в состоянии и разработать эффективно, и участвовать в них.
Сейчас идут интенсивные переговоры по ряду таких направлений.
В какой сфере возможна основная работа? Нефтесервис, нефтепереработка, добыча?
В 1 очередь, я думаю, это комплексное управление проектами, потому что в нефтесервисе мы отдельные услуги можем оказывать, но это не массовое явление.
У нас пока нет, к сожалению, таких интегрированных нефтесервисных компаний, которые могли бы весь спектр услуг оказать на конкурентоспособном, мировом уровне.
В отдельных странах, да, мы занимаем эти ниши, стараемся достичь качества такого уровня, чтобы могли полностью проекты делать, но если наши российские компании берутся полностью за управление проектами с привлечением и российских, и иностранных подрядчиков, то это, наверное, одно из наших конкурентных преимуществ.
Потому что у наших компаний у многих есть свободные средства, потому что денежный поток позволяет инвестировать, то есть они могут достаточно эффективно использовать накопленные сбережения, и при этом у них есть достаточно большой опыт управления сложными комплексными проектами как в России, так и на некоторых зарубежных площадках.
Я думаю, что основное направление сотрудничества на сегодня – это именно комплексное управление проектами или покупка долей участия в месторождениях, участие в качестве инвестора.
А в будущем уже через какое-то время, когда количество таких проектов увеличится, мы можем говорить о расширении присутствия российского нефтесервиса именно в нефтегазовой сфере.
Кто наши основные конкуренты в Африке сейчас?
Это все те же самые глобальные мейджоры и национальные нефтяные компании.
Мы сейчас видим очень сильную активизацию китайских национальных компаний по той же причине.
Они, во-1х, обладают средствами, во-2х, они обладают большой потребностью в наращивании ресурсной базы.
И для них Африканский континент и проекты 2-3 эшелона, то есть менее экономичные, с запасами, менее вероятными к монетизации, чем те, что сегодня разрабатываются, – это все им интересно в достаточно большой степени для того, чтобы нарастить присутствие.
Можно ли сравнивать рентабельность добычи нефти в России и Африке?
Это очень тяжелое сравнение, потому что в России рентабельность ранжируется от около 0 до достаточно высокой.
И поэтому здесь вопрос, что с чем сравнивать.
Я думаю, что корректно было бы сравнивать, наверное, гринфилды российские с гринфилдами африканскими, с учетом, конечно, ряда специфических факторов, потому что это те проекты, которые конкурируют сегодня за мировой капитал, за инвестиции.
Если мы посмотрим, например, проекты в Арктике, в новых провинциях в России, то, конечно же, у них доходность будет ниже, чем у тех проектов, которые сейчас привлекают инвестиции в Африке.
Как, например, на том же шельфе западного побережья Африки.
Поэтому для того, чтобы наши проекты были конкурентоспособными, мы совместно с Минвостокразвития и Минфином разработали систему преференций для арктических проектов в России.
Если нам удастся поднять доходность российских проектов выше 16-17% и даже выше 20%, то они будут вполне конкурентными с мировыми, в том числе с привлекательными африканскими.
И поэтому сегодня, к сожалению, у нас в России не так много новых проектов, именно гринфилдов, которые могли бы составить конкуренцию на мировом уровне по уровню доходности.
Арктические проекты могут быть конкурентоспособными при текущей цене нефти?
При определенной модификации фискального режима и предоставлении преференций – да, они, конечно, могут быть конкурентоспособными с мировыми.
Даже при текущей цене.
Но, заметьте, я не только про шельф говорю, я говорю в целом про арктические проекты, в том числе и на суше, в том числе и прибрежные.
Арктический шельф, особенно в труднодоступных частях Арктики, которые находятся восточнее, там, конечно, понадобится определенная модификация к фискальному режиму.
То есть, условно, даже в рамках текущей системы переквалификации из 2й группы сложности в 4ю для тех месторождений, которые были во 2й (категории налогообложения месторождений по системе НДД), позволят существенно улучшить экономику, возможно, это даст проектам жизнь в текущих условиях.
То, что раньше находилось в 4й категории, то есть это ледовая обстановка, соответственно, очень тяжелая, там, конечно, при текущей цене предстоит еще очень большую технологическую работу провести по удешевлению технологий и процедур, чтобы они стали рентабельными.
Вы возглавляете межправкомиссии со многими африканскими странами. Какие российские компании уже конкретно готовы работать в Африке?
У нас есть определенная группа компаний, которая уже работает и, соответственно, является неким плацдармом для экспансии нашего бизнеса на Африканском континенте.
Это компании в нефтяной сфере, они очевидны и на слуху: ЛУКОЙЛ, Зарубежнефть, Росгеология, ТМК.
Также Роснефть с отдельными странами очень активные отношения поддерживает и уже имеет там присутствие, как, например, в Египте и Мозамбике.
Насколько верно утверждение, что ресурсы африканских стран помогут российским компаниям наращивать добычу в условиях ограничений ОПЕК+, в которых Россия участвует?
Я бы не связывал эти 2 вещи, потому что большая часть проектов в Африке – это гринфилды, которые требуют не только доразведки и подтверждения запасов, но еще и обустройства и подготовки к запуску.
То есть мы можем говорить о приросте добычи на этих месторождениях в горизонте от 3 лет на самых проработанных, но скорее это 5-7 лет.
И осознавая этот факт, тяжело вообще связывать ограничение добычи в России и прирост добычи в Африке за счет этих проектов.
Тем более опять же через 5-7 лет уже будет совершенно другая картина рынка.
В той же Африке на многих месторождениях естественное падение происходит, поэтому часть из этих проектов смогут лишь его замещать.
То же самое в принципе можно сказать почти про любую страну мира.
То есть через 5-7 лет давайте посмотрим, какой будет рынок, прежде чем связывать проекты компаний из какой-то отдельно взятой страны, в том числе и России, с другими странами.
Это ни в коем случае не является попыткой уйти от ограничения, просто потому, что они разнесены во времени очень сильно.
Хорошо, про горизонт 5-7 лет ясно, это действительно слишком далеко. А что насчет следующего года? По прогнозу Минэнерго ситуация перепроизводства нефти на рынке сохранится?
В целом ситуация на нефтяном рынке двоякая.
То есть в моменте с точки зрения баланса рынка ситуация нормальная.
Она, естественно, от недели к неделе колеблется, но в целом мы наблюдаем поведение запасов в соответствии с сезональными нормами для этого времени.
Но при этом мы понимаем, что есть ряд форс-мажорных факторов, которые всегда могут повлиять.
Это и те же самые торговые войны, это и замедление экономик различных стран мира, в том числе таких лидеров, как США, Германия, Китай.
А, естественно, любое замедление экономики проецируется инвесторами на 5 лет вперед или даже на 3-5 лет, и инвестор начинает закладывать в модель замедление еще большее темпов роста спроса.
И это приводит к тому, что вся кривая цены Brent падает.
У нас сейчас очень сильное влияние именно таких факторов: торговая война Китая и отсутствие определенности, что будет с экономикой в США.
Но также есть факторы именно предложенческие, которые рынку пока непонятны.
Это, естественно, Иран и Венесуэла, которые потеряли очень большой объем добычи нефти из-за санкций.
Венесуэла только в пределах последнего года потеряла почти 600–700 тыс. барр/сутки добычи.
По Ирану падение еще существеннее – более 1 млн барр/сутки.
То есть потенциально как минимум 50% этого объема, от 1,5 до 2 млн барр/сутки, может вернуться на рынок достаточно быстро в случае изменения геополитической обстановки или каких-то других факторов.
Естественно, это все является неким фактором неопределенности для мирового рынка.
Потому что, если 1 млн барр/сутки вернется на рынок сегодня, в ситуации баланса, то, естественно, это приведет к перепроизводству.
Но есть же механизм ОПЕК+, который снова может взять на себя самую тяжелую работу?
Механизм ОПЕК+ показал свою эффективность, но он не безгранично эффективен.
То есть все равно есть лимит, сколько можно на себя взять и какие действия могут быть предприняты.
Мы продолжаем мониторить ситуацию на предмет таких неопределенностей.
Но опять же вы еще посмотрите на США, вы тоже увидите очень сильное замедление темпов роста добычи в последние 3-4 месяца.
Роста нет.
Де-факто эффективность бурения в США в последние 2 года почти не растет, она колеблется около одного уровня.
При этом количество буровых сокращается, 15% падения – это очень большое количество.
Эффект сказывается обычно с лагом 4-7 месяцев.
Мы на самом деле достаточно давно этот тренд наблюдаем и артикулировали это нашим партнерам из ОПЕК, и вот сейчас он реально начинает материализовываться.
При этом в США запустились новые трубопроводы (что фактически помогло расшить проблему перегруженных мощностей), они 5–6 долл США/барр дополнительной маржинальности, конечно, дадут.
Но при этом цена-то упала с начала 2019 г. еще больше.
Поэтому давайте чуть-чуть подождем, посмотрим, как в условиях цены 60 долл США/ баррель, даже с учетом запуска трубопроводов, будут вести себя американские компании.
Вы не забывайте, что там примерно 50% сланцевой добычи – это независимые маленькие компании, которым сейчас не так легко находить финансирование.
Потому что денежный поток они по-прежнему свободный не генерируют, а акционеры требуют доходности.
И вот в этой ситуации происходит определенная ребалансировка.
Давайте подождем, посмотрим.
Автор: Н. Жабин
