 Российские нефтяные компании адаптировались к санкциям, однако им необходимо вкладывать в новые технологии уже сегодня для дальнейшего развития. К такому выводу пришли аналитики Энергетического центра бизнес-школы Сколково. Выводы представлены в докладе «Перспективы российской нефтедобычи: жизнь под санкциями».
Аналитики отмечают, что несмотря на относительно низкую ценовую конъюнктуру и санкции добыча нефти в России в последние пять лет росла. Так, с 2012 по 2016 годы она выросла на 6% (с 518 млн тонн до 548 млн тонн). Прирост добычи был обеспечен за счет ввода новых месторождений: добыча на них увеличилась на 77%, что позволило компенсировать пятипроцентное (на 20 млн т) падение добычи на действующих месторождениях.
В краткосрочном периоде до 2020 года, невзирая на санкции, у России есть потенциал для дальнейшего увеличения объемов производства за счет уже подготовленных месторождений. Этот краткосрочный потенциал роста, однако, может быть ограничен договоренностями с ОПЕК, отмечается в докладе.
В рамках уже принятых санкций возможен как «Базовый сценарий» (сохранение статус-кво), так и сценарий «Усиление санкций», включающий как более жесткую интерпретацию действующих санкций и их активное применение к конкретным проектам, так и введение дополнительных санкций.
 | САНКЦИИ ВЕЗДЕ ДЕЙСТВУЮТ С НАКАПЛИВАЮЩИМСЯ ЭФФЕКТОМ, ПО ПРИНЦИПУ «СЛОЖНОГО ПРОЦЕНТА» |  |
В среднесрочном периоде до 2025 года, даже в случае жесткого ограничения доступа к технологиям и низкой цене на нефть, объемы добычи пострадают не катастрофически: разница между «Базовым сценарием» и сценарием «Усиление санкций» составляет 30 млн тонн к 2025 году (около 5%). В долгосрочной перспективе после 2025 года поддержание объемов добычи нефти в России становится все более сложной задачей в связи с ростом трудноизвлекаемых запасов и ухудшением качественных характеристик нефти. Аналитики прогнозируют, что эффект от санкций будет усиливаться с течением времени: уже к 2030 году разрыв между «Базовым сценарием» и сценарием «Усиление санкций» может увеличиться до 55 млн тонн (10% от текущей добычи). Далее эта разница будет нарастать ускоренными темпами: чем дольше рассматриваемый период, тем сильнее потенциальное технологическое отставание, дефицит финансирования и негативный эффект от санкций. Обманчиво низкий немедленный эффект санкций может вводить в заблуждение. Санкции везде действуют с накапливающимся эффектом, по принципу «сложного процента».
В числе обязательных рекомендаций аналитиков нефтяным компаниям присутствует инвестирование в наиболее важные технологии, причем как можно скорее. Инвестиционный цикл занимает минимум 5-7 лет, и для того, чтобы удержать добычу от быстрого падения после 2025 года, инвестировать в наиболее важные технологии необходимо сегодня, отмечается в докладе. По оценкам аналитиков, наиболее критическая технология для поддержания объемов российской нефтедобычи — это ГРП (гидроразрыв пласта). Она способна обеспечить как поддержание добычи на действующих месторождениях, а применение многостадийного ГРП — рост добычи на перспективных нетрадиционных месторождениях. В сложившихся условиях именно разработка собственных технологий ГРП и МГРП, выпуск ГРП и МГРП флотов внутри страны и подготовка персонала должны стать технологическим приоритетом для компаний отрасли и регуляторов, уверены эксперты Энергетического центра бизнес-школы Сколково.
При этом данная задача требует комплексного подхода как со стороны регуляторов, так и со стороны компаний. Так, регуляторы должны обеспечить прозрачные и преференциальные режимы для данного сегмента - к примеру, снижение налоговых ставок для производства или импорта комплектующих для ГРП флота. Со своей стороны, нефтяные компании и сервисные компании в кооперации с международными и российскими образовательными центрами должны подготовить собственных специалистов, которые будут способны управлять данным оборудованием. Обучение также должно производиться в России, уверены аналитики.
|
