Нефть и газ 2020
Ключевые, на мой взгляд, моменты из нового прогноза развития энергетики России и мира. Прогноз вообще-то до 2040 года, но понятно, что более менее понятно только происходящее в ближайшее время. Сначала цитаты, в конце пара мыслей.
[Тест прогноза начался]
Нефть
В качестве главного драйвера, способного оказать существенное влияние на мировой нефтяной рынок, был определен значительный потенциал увеличения добычи нефти относительно нынешнего уровня и уровня, определенного в Базовом сценарии, в трех странах - в Бразилии, Ираке и Иране.
Добыча нефти в Бразилии к 2040 году, при условии ускоренного ввода в эксплуатацию ключевых месторождений страны, может достичь 320 млн т, что на 60 млн т выше, чем в Базовом сценарии.
Немаловажен и тот факт, что бразильские офшорные месторождения достаточно дешевы. Так, Goldman Sachs оценивает цены безубыточности для всех новых месторождений бассейна Сантос в пределах до 50 долл./барр., что делает бразильскую нефть едва ли не одной из самых конкурентоспособных на мировом рынке.
Существенный прирост добычи по сравнению с Базовым сценарием может быть обеспечен в
Ираке , при условии стабилизации конфликта между собственно Ираком и Северным Курдистаном. Важно, что Ирак может значительно нарастить добычу не в отдаленном будущем, а уже в ближайшие 5-6 лет. Так, с точки зрения разведанных запасов, потенциальная добыча нефти в Ираке может достичь 670 млн т к 2020 году с дальнейшим снижением до 415 млн т к 2040 году.
Тем не менее, даже в сценарии «Новые производители» потенциал Ирака до конца не раскрывается, причиной тому - относительно высокие затраты на добычу на новых проектах (от 70 до 90 долл./барр.). В сценарии «Новые производители» добыча нефти в Ираке достигает 425 млн т. к 2020 году.
Третий производитель со значительным потенциалом по увеличению добычи в ближайшие несколько лет -
Иран. В случае снятия экономических санкций со страны в ближайшее время, добыча нефти может увеличиться до 265 млн т к 2020 году (на 90 млн.т больше чем в Базовом сценарии)
Прирост добычи относительно дешевой нефти с месторождений Бразилии, Ирака и Ирана снизит цены нефти относительно Базового сценария в период с 2015 по 2035 годы примерно на 10% (на 9-10 долл./барр.)
Важно отметить при этом, что ни одна из этих стран, а также все они вместе не смогут обеспечить обвального падения цен на нефть до уровня 50-60 долл./барр. в среднегодовых значениях. Причина тому - пусть и достаточно низкая, однако не нулевая стоимость добычи на этих месторождениях. Суммарный прирост добычи с затратами в диапазоне от 20 до 60 долл./барр. со стороны трех рассматриваемых производителей фактически расширит кривую предложения в ее начальном отрезке и вытеснит только часть производителей с замыкающими издержками, однако не сможет заместить достаточные объемы нефти для того, чтобы серьезно снизить цены.
Наибольшее влияние на других участников рынка увеличение добычи нефти в Бразилии, Иране и Ираке окажет в краткосрочной перспективе до 2020 года. Рост добычи этих производителей на 300 млн т по сравнению с Базовым сценарием в 2020 году приведет к соразмерному снижению добычи в десяти крупных странах-производителях: США, России, Китае, Мексике, Малайзии, Индонезии, Норвегии, Великобритании, Казахстане и Саудовской Аравии (Рисунок 2.10). Причем половина падения добычи придется на Россию, как на производителя с замыкающими издержками в отрасли (-47 млн т) и на США (-100 млн т), как на производителя, чей уровень добычи во многом зависит от скорейшего ввода сланцевых проектов.
Газ
Наиболее существенный вклад в увеличение предложения природного газа в мире может оказать Иран , потенциал которого, благодаря открытию месторождения Южный Парс, очень велик (запасы месторождения
составляют примерно 5% общемировых). Однако экономические санкции в отношении Ирана, введенные ООН и ведущими странами Запада, сдерживают развитие газовой отрасли страны.
То, как скоро с Ирана будут сняты ограничения на экспорт продукции, а также возможность привлечения в отрасль иностранных компаний с высоким технологическим, управленческим и финансовым капиталом, станут ключевыми факторами, влияющими на динамику добычи природного газа в прогнозном периоде. В наиболее благоприятном варианте в период с 2010 по 2040 год производство газа может увеличиться практически в 2,5 раза, достигнув отметки в 370 млрд куб. м, что на 60 млрд куб. м выше, чем в Базовом сценарии. Основной прирост добычи, как уже отмечалось, может быть достигнут за счет использования потенциала месторождения Южный Парс, которое уже к 2030 году может обеспечить более половины всего добываемого газа страны.
Немаловажно и то, что цена безубыточности новых месторождений Ирана находится ниже отметки в 50 долл./тыс. куб. м, что вкупе с выгодным географическим положением страны делает газ с этих проектов высококонкурентным как на европейском, так и на азиатском рынке.
Катар также имеет более высокий потенциал добычи по сравнению с оценкой Базового сценария. Рост производства природного газа в этой стране может существенно ускориться в случае снятия моратория на
запуск новых проектов на месторождении Северное, которое является крупнейшим в мире и обеспечивает практически всю добычу газа Катара. К тому же есть серьезные основания предполагать, что к 2020
году будут открыты новые месторождения, особые надежды связываются с формацией Кнуфф. В целом добыча природного газа в Катаре может превысить к 2040 году 285 млрд куб. м, что выше уровня Базового
сценария на 75 млрд куб. м (Рисунок 2.5). Следует отметить, что цена безубыточности месторождений Катара находится в среднем на уровне 45 долл./тыс. куб. м, что даже с учетом сжижения и транспорта делает катарский газ одним из наиболее конкурентоспособных источников поставок..
При этом аналогично нефтяному рынку, увеличение добычи новых производителей выдавливает с рынка наиболее дорогостоящее предложение традиционных поставщиков - поэтому к 2040 году потери от данного сценария будут делить между собой Северная Америка (-57 млрд куб. м, из них 45 млрд куб. м - добыча в США), страны СНГ (-87 млрд куб. м, из них около 70 млрд куб. м российского газа)) и Австралия (-10 млрд куб. м), а основной выигрыш при этом получит Иран (+120 млрд куб. м).
Вероятность реализации сценария «Новые производители» во многом зависит от того, как поведут себя в ближайшее время ключевые игроки мирового рынка углеводородов: США, Саудовская Аравия и Китай.
Добыча нефти
В Базовом сценарии Прогноза-2014 добыча нефти и газового конденсата в Российской Федерации достигает пика и постепенно снижается - с 523 млн т в 2013 году до 522 млн т к 2015 году, после чего продолжит
уменьшаться вплоть до конца прогнозного периода до отметки в 468 млн т. Снижение добычи обусловлено в первую очередь выработкой уже эксплуатируемых месторождений в ключевых нефтедобывающих регионах страны (в Западной Сибири).
Добычу можно повысить по сравнению с Базовым сценарием масштабным использованием методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и внедрением отечественных технологий добычи сланцевой нефти на
месторождениях Баженовской свиты, но переломить падение добычи не удастся.
Рост трудноизвлекаемых запасов в России (их доля составляет более 60% отечественных запасов) и высокая выработанность действующих месторождений нефти резко снизили среднеотраслевой коэффициент
нефтеотдачи пластов: если в середине 1980-х годов в среднем по России коэффициент извлечения нефти (КИН) был более 40%, то к 2010 году он снизился до 30%
Применение МУН позволит существенно нарастить ресурсную базу нефтяной промышленности за счет увеличения КИН. Так, если в Базовом сценарии ожидается увеличение КИН по сравнению с уровнем 2010 года
на 10%, то при масштабном внедрении МУН на действующих российских месторождениях КИН может увеличиться еще на 10% с приростом добычи почти на 20 млн т уже к 2035 году. Но методы увеличения нефтеотдачи серьезно повышают затраты на добычу. По оценкам компании Ernst&Young, текущие удельные затраты (без налогов) на российских месторождениях в случае применения МУН могут возрасти с нынешних 15 долл./барр. до 50 долл./барр, и потребуется снижение налогов, чтобы проекты с использованием МУН стали привлекательны для компаний при прогнозируемых ценах нефти.
Значительный прирост добычи может быть обеспечен за счет еще одной технологической инновации - начала добычи в России сланцевой нефти на Баженовской свите, запасы которой оцениваются в 500 млн т. На данном этапе здесь уже введены существенные налоговые преференции, в частности, льготы по НДПИ для месторождений с выработкой менее 3%. Однако, учитывая сложную нетрадиционную структуру залежей, большая часть месторождений еще остается нерентабельной при нефтяных ценах Базового сценария.
Добыча газа
Структура запасов газа в России в целом благоприятна, но проблемы их освоения обусловлены сокращением находящихся в промышленной разработке высокопродуктивных и неглубоко залегающих запасов,
сложными природно-климатическими условиями и удаленностью новых районов добычи газа от центров потребления. Запасы газа разрабатываемых месторождений Тюменской области - основного газодобывающего региона страны, таких как Медвежье и Ямбургское, выработаны на 76-79% и они перешли в стадию падающей добычи. Уникальное Уренгойское месторождение выработано на 54%. Возникает необходимость освоения значительных запасов низконапорного газа, увеличиваются в составе разведанных запасов доли жирных, конденсато- и гелийсодержащих газов, требующих для эффективной разработки создания газоперерабатывающей промышленности. В принципе, состояние ресурсной базы газовой отрасли позволяет существенно нарастить добычу, но потребует вовлечения запасов с повышенными издержками добычи.
[Тест прогноза закончился]
Мои 5 коп:
В свете последних событий резко выросла вероятность сценария мягкого и постепенного выдавливания РФ с традиционных рынков Европы в сторону Китая. Это подразумевает снятие санкций с Ирана, инвестиции в проекты на БВ, замещая поставками оттуда наши продажи. Естественно, нам придется строить трубы в Китай (доп. затраты) и продавать сырье дешевле (убытки). Таким образом, имеем четыре канала снижения профита:
1) Среднемировые цены с большой вероятностью будут снижаться (в любом случае).
2) Цены продаж именно нашего сырья будут с существенным дисконтом.
3) Доп. затраты на строительство инфраструктуры (формально увеличивает ВВП, но фактически замещает непредвиденную амортизацию).
4) Себестоимость добычи будет расти (в любом случае).
Каждый из этих факторов не так уж и велик, однако в сумме дают значительный эффект "веника" (не того, который "джексон"))). Плюс к этому, эти факторы дают увеличение инвестиционных рисков, что приводит к росту ставок (доп. снижение инвестиционных ресурсов). Все это в совокупности делает заметно более вероятным сценарий нулевого роста ВВП в среднем 0% до 2020 года (вместо 2%, что я ожидал год назад).
[Тест прогноза начался]
Нефть
В качестве главного драйвера, способного оказать существенное влияние на мировой нефтяной рынок, был определен значительный потенциал увеличения добычи нефти относительно нынешнего уровня и уровня, определенного в Базовом сценарии, в трех странах - в Бразилии, Ираке и Иране.
Добыча нефти в Бразилии к 2040 году, при условии ускоренного ввода в эксплуатацию ключевых месторождений страны, может достичь 320 млн т, что на 60 млн т выше, чем в Базовом сценарии.
Немаловажен и тот факт, что бразильские офшорные месторождения достаточно дешевы. Так, Goldman Sachs оценивает цены безубыточности для всех новых месторождений бассейна Сантос в пределах до 50 долл./барр., что делает бразильскую нефть едва ли не одной из самых конкурентоспособных на мировом рынке.
Существенный прирост добычи по сравнению с Базовым сценарием может быть обеспечен в
Ираке , при условии стабилизации конфликта между собственно Ираком и Северным Курдистаном. Важно, что Ирак может значительно нарастить добычу не в отдаленном будущем, а уже в ближайшие 5-6 лет. Так, с точки зрения разведанных запасов, потенциальная добыча нефти в Ираке может достичь 670 млн т к 2020 году с дальнейшим снижением до 415 млн т к 2040 году.
Тем не менее, даже в сценарии «Новые производители» потенциал Ирака до конца не раскрывается, причиной тому - относительно высокие затраты на добычу на новых проектах (от 70 до 90 долл./барр.). В сценарии «Новые производители» добыча нефти в Ираке достигает 425 млн т. к 2020 году.
Третий производитель со значительным потенциалом по увеличению добычи в ближайшие несколько лет -
Иран. В случае снятия экономических санкций со страны в ближайшее время, добыча нефти может увеличиться до 265 млн т к 2020 году (на 90 млн.т больше чем в Базовом сценарии)
Прирост добычи относительно дешевой нефти с месторождений Бразилии, Ирака и Ирана снизит цены нефти относительно Базового сценария в период с 2015 по 2035 годы примерно на 10% (на 9-10 долл./барр.)
Важно отметить при этом, что ни одна из этих стран, а также все они вместе не смогут обеспечить обвального падения цен на нефть до уровня 50-60 долл./барр. в среднегодовых значениях. Причина тому - пусть и достаточно низкая, однако не нулевая стоимость добычи на этих месторождениях. Суммарный прирост добычи с затратами в диапазоне от 20 до 60 долл./барр. со стороны трех рассматриваемых производителей фактически расширит кривую предложения в ее начальном отрезке и вытеснит только часть производителей с замыкающими издержками, однако не сможет заместить достаточные объемы нефти для того, чтобы серьезно снизить цены.
Наибольшее влияние на других участников рынка увеличение добычи нефти в Бразилии, Иране и Ираке окажет в краткосрочной перспективе до 2020 года. Рост добычи этих производителей на 300 млн т по сравнению с Базовым сценарием в 2020 году приведет к соразмерному снижению добычи в десяти крупных странах-производителях: США, России, Китае, Мексике, Малайзии, Индонезии, Норвегии, Великобритании, Казахстане и Саудовской Аравии (Рисунок 2.10). Причем половина падения добычи придется на Россию, как на производителя с замыкающими издержками в отрасли (-47 млн т) и на США (-100 млн т), как на производителя, чей уровень добычи во многом зависит от скорейшего ввода сланцевых проектов.
Газ
Наиболее существенный вклад в увеличение предложения природного газа в мире может оказать Иран , потенциал которого, благодаря открытию месторождения Южный Парс, очень велик (запасы месторождения
составляют примерно 5% общемировых). Однако экономические санкции в отношении Ирана, введенные ООН и ведущими странами Запада, сдерживают развитие газовой отрасли страны.
То, как скоро с Ирана будут сняты ограничения на экспорт продукции, а также возможность привлечения в отрасль иностранных компаний с высоким технологическим, управленческим и финансовым капиталом, станут ключевыми факторами, влияющими на динамику добычи природного газа в прогнозном периоде. В наиболее благоприятном варианте в период с 2010 по 2040 год производство газа может увеличиться практически в 2,5 раза, достигнув отметки в 370 млрд куб. м, что на 60 млрд куб. м выше, чем в Базовом сценарии. Основной прирост добычи, как уже отмечалось, может быть достигнут за счет использования потенциала месторождения Южный Парс, которое уже к 2030 году может обеспечить более половины всего добываемого газа страны.
Немаловажно и то, что цена безубыточности новых месторождений Ирана находится ниже отметки в 50 долл./тыс. куб. м, что вкупе с выгодным географическим положением страны делает газ с этих проектов высококонкурентным как на европейском, так и на азиатском рынке.
Катар также имеет более высокий потенциал добычи по сравнению с оценкой Базового сценария. Рост производства природного газа в этой стране может существенно ускориться в случае снятия моратория на
запуск новых проектов на месторождении Северное, которое является крупнейшим в мире и обеспечивает практически всю добычу газа Катара. К тому же есть серьезные основания предполагать, что к 2020
году будут открыты новые месторождения, особые надежды связываются с формацией Кнуфф. В целом добыча природного газа в Катаре может превысить к 2040 году 285 млрд куб. м, что выше уровня Базового
сценария на 75 млрд куб. м (Рисунок 2.5). Следует отметить, что цена безубыточности месторождений Катара находится в среднем на уровне 45 долл./тыс. куб. м, что даже с учетом сжижения и транспорта делает катарский газ одним из наиболее конкурентоспособных источников поставок..
При этом аналогично нефтяному рынку, увеличение добычи новых производителей выдавливает с рынка наиболее дорогостоящее предложение традиционных поставщиков - поэтому к 2040 году потери от данного сценария будут делить между собой Северная Америка (-57 млрд куб. м, из них 45 млрд куб. м - добыча в США), страны СНГ (-87 млрд куб. м, из них около 70 млрд куб. м российского газа)) и Австралия (-10 млрд куб. м), а основной выигрыш при этом получит Иран (+120 млрд куб. м).
Вероятность реализации сценария «Новые производители» во многом зависит от того, как поведут себя в ближайшее время ключевые игроки мирового рынка углеводородов: США, Саудовская Аравия и Китай.
Добыча нефти
В Базовом сценарии Прогноза-2014 добыча нефти и газового конденсата в Российской Федерации достигает пика и постепенно снижается - с 523 млн т в 2013 году до 522 млн т к 2015 году, после чего продолжит
уменьшаться вплоть до конца прогнозного периода до отметки в 468 млн т. Снижение добычи обусловлено в первую очередь выработкой уже эксплуатируемых месторождений в ключевых нефтедобывающих регионах страны (в Западной Сибири).
Добычу можно повысить по сравнению с Базовым сценарием масштабным использованием методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и внедрением отечественных технологий добычи сланцевой нефти на
месторождениях Баженовской свиты, но переломить падение добычи не удастся.
Рост трудноизвлекаемых запасов в России (их доля составляет более 60% отечественных запасов) и высокая выработанность действующих месторождений нефти резко снизили среднеотраслевой коэффициент
нефтеотдачи пластов: если в середине 1980-х годов в среднем по России коэффициент извлечения нефти (КИН) был более 40%, то к 2010 году он снизился до 30%
Применение МУН позволит существенно нарастить ресурсную базу нефтяной промышленности за счет увеличения КИН. Так, если в Базовом сценарии ожидается увеличение КИН по сравнению с уровнем 2010 года
на 10%, то при масштабном внедрении МУН на действующих российских месторождениях КИН может увеличиться еще на 10% с приростом добычи почти на 20 млн т уже к 2035 году. Но методы увеличения нефтеотдачи серьезно повышают затраты на добычу. По оценкам компании Ernst&Young, текущие удельные затраты (без налогов) на российских месторождениях в случае применения МУН могут возрасти с нынешних 15 долл./барр. до 50 долл./барр, и потребуется снижение налогов, чтобы проекты с использованием МУН стали привлекательны для компаний при прогнозируемых ценах нефти.
Значительный прирост добычи может быть обеспечен за счет еще одной технологической инновации - начала добычи в России сланцевой нефти на Баженовской свите, запасы которой оцениваются в 500 млн т. На данном этапе здесь уже введены существенные налоговые преференции, в частности, льготы по НДПИ для месторождений с выработкой менее 3%. Однако, учитывая сложную нетрадиционную структуру залежей, большая часть месторождений еще остается нерентабельной при нефтяных ценах Базового сценария.
Добыча газа
Структура запасов газа в России в целом благоприятна, но проблемы их освоения обусловлены сокращением находящихся в промышленной разработке высокопродуктивных и неглубоко залегающих запасов,
сложными природно-климатическими условиями и удаленностью новых районов добычи газа от центров потребления. Запасы газа разрабатываемых месторождений Тюменской области - основного газодобывающего региона страны, таких как Медвежье и Ямбургское, выработаны на 76-79% и они перешли в стадию падающей добычи. Уникальное Уренгойское месторождение выработано на 54%. Возникает необходимость освоения значительных запасов низконапорного газа, увеличиваются в составе разведанных запасов доли жирных, конденсато- и гелийсодержащих газов, требующих для эффективной разработки создания газоперерабатывающей промышленности. В принципе, состояние ресурсной базы газовой отрасли позволяет существенно нарастить добычу, но потребует вовлечения запасов с повышенными издержками добычи.
[Тест прогноза закончился]
Мои 5 коп:
В свете последних событий резко выросла вероятность сценария мягкого и постепенного выдавливания РФ с традиционных рынков Европы в сторону Китая. Это подразумевает снятие санкций с Ирана, инвестиции в проекты на БВ, замещая поставками оттуда наши продажи. Естественно, нам придется строить трубы в Китай (доп. затраты) и продавать сырье дешевле (убытки). Таким образом, имеем четыре канала снижения профита:
1) Среднемировые цены с большой вероятностью будут снижаться (в любом случае).
2) Цены продаж именно нашего сырья будут с существенным дисконтом.
3) Доп. затраты на строительство инфраструктуры (формально увеличивает ВВП, но фактически замещает непредвиденную амортизацию).
4) Себестоимость добычи будет расти (в любом случае).
Каждый из этих факторов не так уж и велик, однако в сумме дают значительный эффект "веника" (не того, который "джексон"))). Плюс к этому, эти факторы дают увеличение инвестиционных рисков, что приводит к росту ставок (доп. снижение инвестиционных ресурсов). Все это в совокупности делает заметно более вероятным сценарий нулевого роста ВВП в среднем 0% до 2020 года (вместо 2%, что я ожидал год назад).