Инвестиционные проекты на российском шельфе сегодня находятся в фокусе внимания не только локальных, но и мировых исследователей. О преференциях геологоразведки в Арктике и разработке «законсервированных» нефтяных месторождений говорил на Российском инвестиционном форуме, состоявшемся в середине февраля в г. Сочи, министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской. 14 февраля в Эр-Рияде министр энергетики, промышленности и минеральных ресурсов Саудовской Аравии Халид аль-Фалих назвал инвестиции в российские арктические проекты частью национальной газовой стратегии. Статья о работе Департамента по развитию бизнеса и государственному регулированию на шельфе ПАО «Газпром нефть» открывает серию публикаций, посвященных инвестиционной деятельности на шельфе Арктики.
HTML
В рамках корпоративной стратегии освоения новых месторождений Управление по развитию бизнеса Департамента ПАО «Газпром нефть» осуществляет экономическую оценку новых проектов, занимается привлечением новых активов в целях расширения ресурсной базы компании в части шельфовых месторождений. Управлением решается обширный объем задач, начиная от выбора бурового подрядчика и определенного класса добывающей платформы и заканчивая определением объема затрат на проект и ставки дисконтирования.
В теоретической экономике существует три метода оценки эффективности проекта. Доходный или DCF-метод дисконтирования денежных потоков. Затратный – когда проектный баланс переоценивается по справедливой стоимости актива, тем самым определяя размер equity (инвестиционных вложений). Сравнительный – когда отслеживаются события на рынке, изучаются последствия слияний и поглощений и на основании этого выносится заключение. Детально проанализировав существующие методики оценки эффективности проекта применительно к разработке шельфовых месторождений, мы столкнулись с рядом проблем и пришли к выводу, что в данном контексте никакой из имеющихся способов прогнозирования объективно не работает.
Типовая экономическая оценка (моделирование дисконтирования денежных потоков) базируется на возможности достоверно спрогнозировать затратную и доходную части проекта. Существует формула (рис. 1), показывающая, сколько прибыли сегодняшние инвестиции могут принести, к примеру, через 10 лет с учетом инфляции, цены реализации продукции и других факторов. Определяемая формулой ставка дисконтирования позволяет просчитать норму доходности проекта при условии, что в формулу заведены расчетные показатели стоимости добываемой нефти на момент достижения полной окупаемости месторождения. В случае с шельфовым промыслом этот срок составляет 40–50 лет.
Шельфовый проект на этапе геологоразведочных работ (ГРР) представляет собой достаточно большой участок в море, на который для сейсмической разведки и поискового бурения нужно перебазировать специальные суда и добывающие платформы. Глубина может достигать 2–3 км, как в случае побережья Африки или Мексиканского залива. И сейсмическое исследование, и процесс разведочного бурения стоят достаточно дорого. Как правило, нужно бурить несколько скважин, чтобы подтвердить геологические предпосылки и определить ресурсную базу месторождения.
С момента начала геологоразведки до начала разработки морского месторождения проходит 10–15 лет. Не менее пяти лет уходит на проведение геологоразведки и защиту проекта оценочных работ (ПОР), и еще не менее пяти лет – на строительно-наладочные работы по обустройству. Срок полной разработки среднетипового месторождения на шельфе составляет 25–30 лет. Таким образом, для понимания, сколько инвестор сможет заработать на месторождении, приходится строить прогноз в диапазоне 40–45 лет.
Такого рода прогноз должен учитывать помимо прочего влияние на стоимость барреля нефти форс-мажорных обстоятельств, таких как падение цены в 2014 г. из-за продаж США стратегических резервов и массированной сланцевой добычи. С 1993 по 2017 г. цена барреля марки Brent колебалась в диапазоне от 10 до 140 долл. При такой динамике можно делать прогнозы на краткосрочный период, а в случае с шельфовыми проектами это не представляется возможным.
Все это говорит о том, что доходная часть проекта при его расчете не поддается сколь-либо точному исчислению. Вы принимаете некое допущение, фактически ничем не обоснованное. Невозможно предсказать, как изменятся технологии строительства морских добывающих платформ, сохранится ли вообще такая система добычи и сколько будут стоить эти «железные острова»? Сейчас наблюдается тенденция к ускорению развития подводных добычных комплексов (ПДК), которые стоят на порядок дешевле типовых платформ.
То же самое касается и операционных затрат. Рассчитывая эту часть проекта, вы должны знать индекс изменения заработной платы, чтобы организовать фонд оплаты труда. Вы должны знать индекс инфляции, поскольку цена на используемое на этапах разработки оборудование и МТР будет меняться со временем. Существует индекс цен производителей нефтедобывающего оборудования, показывающий ежегодные изменения. Флуктуации за последние годы в этом секторе весьма значительны, и предсказать, сколько будет стоить блок-кондуктор или электростанция через 10 лет, весьма затруднительно.
В итоге получается, что в приведенной на рис. 1 формуле нет ни одного показателя, который можно адекватно спрогнозировать на долгосрочную перспективу. Невозможно определить ни предварительные затраты, ни чистую прибыль.
Войти в проект либо отказаться за нерентабельностью
На этапе геологоразведки существует базовая концепция обустройства промысла, которая может меняться в сторону увеличения либо уменьшения затрат (рис. 2). Вы можете выбрать между платформой типа TLP либо ПДК, в результате чего стоимость и эффективность проекта могут значительно отличаться. Позже, когда проект переходит в стадию FID (final investment decision) и начинается заказ оборудования, свободы выбора уже не остается. Вы защищаете ПОР в государственных структурах, от них получаете определенные льготы и менять сложившуюся систему координат уже не можете. При этом на момент установки оборудования проект вступает в фазу операционных расходов и капитальных затрат. Их тоже необходимо спрогнозировать, что не так просто.
Предположим, у вас есть предпосылки к существованию нового месторождения определенной предполагаемой площади. Для дальнейшего развития проекта требуется уже совмещение концепции с экономикой, т. е. первые значительные расходы. Вы запрашиваете у руководства компании миллиард рублей на 3D-сейсморазведку, чтобы определить площадь залежи и глубину залегания продуктивных пластов. Сейсморазведка показывает, что площадь месторождения отличается от предполагаемой, а соответственно, меняется и вся экономика проекта. На суше это одна ситуация, а на море – совсем другая. На суше можно ставить и переставлять буровые, которые даже трубопроводом соединять не обязательно, достаточно подключиться к ближайшей магистрали или НПЗ.
С шельфом ситуация намного сложнее. Допустим, 3D-сейсмика обнаружила три ловушки. Но определить, что в них – нефть, газ, конденсат или пустота – невозможно до получения результатов разведывательного бурения.
И мощность месторождений определить нельзя, а ведь от этого зависит класс добывающих платформ, каждая из которых стоит от 50 до 70 млрд руб. Обустройщики используют понятие «массогабариты». Чем больше добыча, тем массивнее платформа – ее верхняя и подводная части – и тем она дороже. То есть общее понимание сложилось, но сказать, какое именно необходимо оборудование, мы не можем и инвестиционному комитету предлагать разброс в сотню миллиардов также не имеем права.
Поэтому на стадии защиты ПОР все стороны понимают, что экономика проекта в дальнейшем может измениться полностью. Но для того, чтобы компания начала вкладывать в проект деньги, а государство разрешило это делать, выдав соответствующие полномочия и преференции, должен существовать какой бы то ни было прогноз. Оценка месторождений проводится проектными подразделениями таких компаний, как «Роснефть», «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», все понимают, что точных методик расчета пока не существует, и предпочитают занижать стоимостные показатели, принимая во внимание то, что шельф сегодня – перспективный стратегический актив.
На этапе защиты ПОР вступает в силу налоговый фактор, который также требует расчета. Налогообложение у нас также постоянно флуктуирует начиная с 1993 г. Совсем недавно была проведена отмена верхней границы по выплате налога на прибыль и экспортной пошлины. В прошлом году вышел закон о стимулировании ГРР путем налоговых льгот. Налоговое законодательство регулярно обновляется, соответственно, говорить о сумме отчислений с конкретного проекта затруднительно в связи со сложностью оценки налоговой конъюнктуры и налоговой политики государства на длительный период.
Величина ставки дисконтирования для российских компаний составляет 13–20 %. Расчет этого показателя базируется на разных факторах, в число которых входит стоимость заемных государственных средств. Если инвестор берет кредит в банке, этот банк сам кредитуется у ЦБР, зарабатывая на разнице в процентах. Чтобы спрогнозировать в этом случае ставку дисконтирования, нужно учитывать экономическую, политическую, военную конъюнктуры в мире на ближайшие 40–50 лет. А это сделать еще сложнее, чем рассчитать цену на нефть.
На нашей с вами памяти произошли события в Ираке, Афганистане, Украине, Сирии, оказавшие значительное влияние на энергетический рынок. Каждый подобный конфликт обессмысливает все предыдущие расчеты эффективности добывающих проектов. С учетом подобных геополитических факторов ставку дисконтирования можно более-менее достоверно рассчитывать на период до 15 лет, не более. Если на суше эта история работает, то на воде – нет.
Сравним рассмотрение инвестором двух проектов – на континенте и на шельфе. Оба месторождения с приблизительно одинаковым количеством запасов (30 млн т, для примера) в освоении дошли до этапа сейсмики 2D. Для разработки континентального месторождения потребуется в среднем 15 лет. Морской проект – это уже 45 лет. При такой разнице во времени между двумя месторождениями одинаковой продуктивности инвестор, конечно же, выберет месторождение на суше, и может сложиться мнение, что добыча на шельфе вообще нерентабельна. Так ли это?
Не будем забывать, что шельфовые проекты – это развитие государственной инфраструктуры, развитие социальной политики регионов. Если говорить об Арктике – это развитие природной зоны, развитие технологий. Реализация проектов в Арктике требует модернизации существующих производственных мощностей, поскольку сейчас мы не производим ничего для подводной добычи. А это новые рабочие места. Это еще один фактор в пользу нашего предложения о том, что нельзя сопоставлять и сравнивать проекты на суше и на шельфе по существующим методам оценки эффективности.
Секторальные санкции как следствие истощения ресурсов
После утверждения проектов и получения средств нужно закупать оборудование, фрахтовать суда, ставить платформу, договариваться с сервисными организациями. Санкции перекрыли 90 % данного рынка. Пока не налажено собственное производство – а это десятилетия, – идет поиск партнеров в странах Ближнего Востока и АТР, в частности в Сингапуре, Корее, Иране. Важно и нужно развивать российский рынок шельфовой добычи не только в производственном, но и в сервисном аспекте.
Российская Арктика – это регион с колоссальным потенциалом запасов природных ресурсов. Доступ России к арктическим ресурсам способен полностью переформатировать мировой энергобаланс, и надо полагать, именно поэтому санкции ориентированы главным образом на морскую добычу углеводородов.
Нужно понимать, что на суше нефть заканчивается. Для возмещения ее дефицита в общем объеме производства и энергопотребления существуют три направления: добыча сланцевой нефти, трудноизвлекаемые запасы и шельф. На текущий момент себестоимость сланцевой нефти увеличивается, для добычи ТРИЗов не существует развитой технологической базы, а шельф изначально дорог в освоении. Но чем-то замещаться нужно, и в течение 10–15 лет, мы полагаем, шельф станет основным источником нефтедобычи. Именно поэтому «Газпром нефть» сейчас считает шельфовые проекты важным стратегическим активом.
Семь шельфовых хабов Норвегии
В СССР была хорошо развита инфраструктурная база добычи углеводородов, но в 1990-х гг. она фактически перестала существовать. Мы хотели бы на примере Норвегии показать, чего может добиться страна, находящаяся в сходных стартовых условиях – отсутствия инвестиций, программ разработки, материально-технической базы и самого понимания, можно ли вообще добывать нефть на шельфе.
К концу 1950-х гг. Норвегия нефть не добывала вообще. На суше ее искали, но не нашли, после этого стали исследовать шельф. При этом в стране не было ни специализированного флота, ни перерабатывающих заводов, ни верфей. Предполагаемо большие запасы никак не разрабатывались. Начиная с 1963 г. правительство Норвегии принимает на государственном уровне программу шельфовой добычи нефти и начинает раздавать лицензии на геологоразведку. На тот момент в Норвегии была своя государственная компания, но она не обладала достаточным количеством человеческих и иных ресурсов. Стали привлекать мейджеров – Total, BP и др. У этих компаний на то время не было понимания, как правильно организовать процесс. Северное море – это иные, более сложные климатические условия, иная гравитационная ситуация. За шесть лет пробурили всего пять скважин, и лишь шестая дала результат. Так в 1969 г. было открыто месторождение «Экофист», разработка которого началась в 1971 г. Фактически за 10–12 лет страна, не имея технологий и соответствующей инфраструктуры, во имя достижения энергетической независимости организовала у себя разработку шельфа и к 2016 г. вышла по объему экспорта нефти на 8-е место в мире (рис. 3). Помимо прочего это дало 400 тыс. новых рабочих мест, развитие таких городов, как Берген и Ставандер, припортовых территорий.
Когда норвежцы просчитывали экономику проекта «Экофиск», она получилась сугубо отрицательной. Но проект все-таки был реализован как базовый для будущих разработок. На «Экофиске» сосредоточены основные мощности по переработке и подготовке нефти. Остальные девять ближайших месторождений могут обходиться платформами или ПДК – синергия с уже существующей инфраструктурой дает колоссальный экономический эффект.
Норвежцы начинали добычу на пике очередного нефтяного кризиса, сейчас у нас с ними примерно одинаковые стартовые позиции. «Экофиск» стал опорным пунктом нефтедобычи, хабом в 300 км от берега. В дальнейшем структура таких хабов была тиражирована по побережью: Статфьорд, Гульфаркс, Осберг, Троль, Бальдер, Грель (рис. 4).
Для того чтобы сохранять позиции на рынке и поддерживать доказанные запасы нефти на стабильном уровне, Норвегия постоянно ведет геологоразведку. Это необходимо для поддержания кредитного рейтинга страны. На сегодняшний день в Норвегии сконцентрировано 17 % буровых установок мира. Зарплата нефтяников в Норвегии – одна из самых высоких в энергетике. В стране создано 15 градообразующих предприятий, отмечается прирост населения, газифицированы населенные пункты и налажен экспорт газа в Европу. При этом хотелось бы отметить, что вплоть до 1981 г. они были в глубочайшем минусе, и только потом пошел экономический рост.
Жаль, что проект освоения шельфа сегодня у нас не имеет такой массированной стратегической поддержки, как в свое время в Норвегии. Нам кажется, что это общая системная ошибка – считать нефть только энергоносителем и топливом для моторов. Нефть – это сейчас и фармацевтика, и легкая промышленность, и стройматериалы, и еще многое другое, что в совокупности определяет рост производства, рост экономики.
Существует такой проект, как «Штокман», но главной проблемой его освоения мы полагаем все еще характерную для нашей страны модель подхода к шельфу с точки зрения доходности «здесь и сейчас». Мы как молодая команда считаем, что уже пора поверить в «длинные» инвестиции. Нельзя в одинаковых условиях оценивать проекты на континенте и на шельфе. Это вопрос поколений – мы, к примеру, уже морально освободились от потребности показать результат при жизни.
Подсолевые рекорды Бразилии
В Бразилии ситуация несколько иная, но также, на наш взгляд, поучительная. Страна долгое время была нетто-импортером нефти.
В начале 1970-х гг. на правительственном уровне было принято решение начать добычу на шельфе в сходных с нашими и норвежскими стартовых условиях – при отсутствии технологий, инвестиций, материальной и нормативно-правовой базы. Основанием для принятия решения на государственном уровне стало разведочное бурение с привезенной из США простейшей платформы на глубине 40 м, фактически на мелководье.
Но бразильский шельф по преимуществу глубоководный, и его освоение оказалось не под силу национальной компании Petrobras. Государство пригласило в проект иностранные компании, но поставило условия: посредничество Petrobras, обучение персонала, локализация производства продукции и технологий. Интересная стратегия и, как мы считаем, полностью подходящая для нас.
Таким образом, Бразилия сумела насытить внутренний рынок и стала задумываться об экспорте. Но для этого нужно было начать разрабатывать подсолевые отложения – с глубиной 1 км и ниже, солевой шапкой, тяжелыми условиями сейсмики и бурения. На этот раз иностранные компании не согласились работать при посредничестве Petrobras: увеличение расходов делало бизнес неприбыльным. Правительство Бразилии приняло решение выдавать лицензии напрямую, и в результате началась разработка трех богатейших бассейнов подсолевых отложений: «Сантос», «Кампос» и «Тиура». Если месторождение с дебитом 10 млн т уже считается перспективным, то у бассейна «Сантос» он составляет целых 50 млн – половину годовой добычи «ЛУКОЙЛа» (рис. 5).
При разных геологических условиях Бразилия пошла по норвежскому пути освоения шельфа. Сделали расчет на перспективу, стали осваивать крайне тяжелые подсолевые отложения – и за
15 лет вышли не только на полную энергонезависимость, но и на 10-е место в мире по экспорту. На местном производстве работает 50 % отрасли. В одном только кораблестроении организовано 60 тыс. новых рабочих мест. В год появляется около 10 изобретений и НИОКР по шельфовой добыче. Объем буровых работ в 10 раз превышает российский.
Поэтому Бразилия, на наш взгляд, также может считаться примером для российской Арктики. Нужно начать с геологоразведки, рассмотреть партнерство с инвесторами. Вполне вероятно, что где-нибудь на Чукотке можно найти похожее месторождение с дебитом 50 млн т, и освоение каждого такого нового промысла дало бы существенный импульс развитию региона.
Подводя итоги, вернемся к сложности прогнозирования шельфовых проектов и невозможности их достоверной оценки существующими методами. Следует особо отметить, что равнозначность оценки инвестором сухопутных и морских месторождений мы считаем ошибочной. У российских морских и сухопутных проектов разные цели и задачи. Проекты на суше выполняют задачи развития ресурсной базы и добычи углеводородов в ближайшей перспективе «здесь
и сегодня». Это три-четыре года с учетом геологоразведки и программы обустройства. Шельф – это 10 лет на ГРР, обустройство и 40 лет на разработку. Проанализировав существующие способы прогнозирования и доказав нецелесообразность их использования в условиях шельфовых проектов, в следующей статье данного цикла мы расскажем о новой методике экономического моделирования, разработанной Управлением по развитию бизнеса Департамента ПАО «Газпром нефть».
+7 495 240-54-57
info@neftegas.info
