Инвестиции российских нефтегазовых компаний в разведку и добычу в 2017 году выросли на 38%, до $58 млрд, подсчитало Международное энергетическое агентство (МЭА). Хотя часть прироста объясняется укреплением рубля, общая динамика связана с восстановлением инвестиций после провала в 2015 году, а также ростом затрат на поддержание добычи и повышением стоимости разработки новых запасов, считают эксперты.
Фото: Глеб Щелкунов, Коммерсантъ / купить фото
Инвестиции российских нефтегазовых компаний в разведку и добычу в 2017 году выросли на 38% в годовом выражении, до $58 млрд, следует из отчета МЭА. Частично это объясняется укреплением курса рубля в 2017 году, но даже в рублевом выражении рост инвестиций в upstream составляет около 20%. В этом году МЭА прогнозирует сохранение инвестиций на уровне прошлого года, значительная их часть будет направлена на поддержание добычи в Западной Сибири. В предыдущие годы в связи с девальвацией рубля в 2014 году инвестиции в долларовом выражении снизились, поясняет партнер PwC Strategy& Йорг Дорлер, поэтому часть текущего роста может быть объяснена возвращением к предыдущему уровню инвестиций. Кроме того, некоторые крупные инвестиционные проекты уже стартовали до сделки ОПЕК+, но падение цен на нефть привело к задержке при реализации инвестиционных планов, добавляет эксперт.
Последние несколько лет российские нефтекомпании вкладывали значительные средства в запуск новых крупных месторождений — Восточно-Мессояхского (СП «Роснефти» и «Газпром нефти»), Новопортовского («Газпром нефть») месторождений, Ванкорской группы («Роснефть») и шельфовых проектов ЛУКОЙЛа на Каспии. Эти проекты должны стать основной базой для будущего роста добычи в ближайшие несколько лет, которая в этом году в связи с выходом РФ из сделки ОПЕК+ по сокращению добычи достигнет рекорда в 551 млн тонн. Капзатраты в нефтедобычу превысят в 2018 году 1,5 трлн руб., оценила Дарья Козлова из Vygon Consulting. Весь прошлый год российские нефтекомпании сдерживали добычу на 300 тыс. баррелей в сутки по сделке с ОПЕК, но методика расчета МЭА могла этот фактор не учитывать. По словам Антона Усова из KPMG, если МЭА оценивало капвложения как новые активы в финансовой отчетности, то наиболее вероятно, что увеличение инвестиций является нормальным на волне большего свободного денежного потока у нефтяников в связи с ростом цены нефти. «Речь идет о вложениях в инфраструктуру добычи — скважины, трубопроводы, электростанции, установки подготовки нефти и так далее,— поясняет он.— Сокращение добычи было сделано за счет консервации текущих скважин, то есть не имеет отношения к движению инвестиций по итогам года».
В то же время значительная часть инвестиций сейчас направлена на зрелые месторождения, согласны эксперты. Как поясняет Дарья Козлова, большая часть крупнейших месторождений традиционных регионов входит в позднюю стадию разработки, поэтому для поддержания показателей на них требуется значительный рост объемов бурения. В 2017 году было введено 8,5 тыс. скважин, что на 14% больше прошлого года, несмотря на заморозку уровня добычи в рамках сделки ОПЕК+. Доля трудноизвлекаемых запасов в общем объеме уже превысила 15%, вслед за этим растет доля горизонтальных скважин (прирост на 20% к уровню 2016 года), что увеличивает среднюю стоимость метра проходки в бурении, замечает она. Также основную роль в приросте добычи за последние годы (на 36 млн тонн к уровню 2013 года) играют крупные новые месторождения, большая часть из которых требует масштабных инвестиций в инфраструктуру, что также повышает средние удельные затраты по отрасли. «На более долгосрочном горизонте основную роль будет играть эффективность разработки ТрИЗов и нерентабельных в текущих условиях залежей, доля которых в неразрабатываемых запасах превышает 50%,— считает госпожа Козлова.— А значит, государству стоит ориентировать стимулирующие меры в сегменте добычи именно на разработку более эффективных технологий».