Материалы к долгосрочному прогнозу показателей нефтегазового комплекса России на 2019-2024 гг, добыча нефти в России

В 2018 г. российская нефтедобыча после спада, вызванного соглашением ОПЕК+ (-0,3% г/г), вернулась к росту, достигнув 555,7 млн т (+1,7% г/г). Впервые за последние 10 лет выросла добыча нефти в Западно-Сибирской нефтяной провинции (+1,5% г/г). Благодаря инвестициям «Роснефти» в повышение нефтеотдачи, увеличении проходки в горизонтальном бурении и проведению операций многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) рост добычи возобновился на 4 из 5 крупнейших месторождений Ханты-Мансийского АО;

В 2018 г. экспорт нефти из России достиг 260,2 млн т (+2,9% г/г). Экспорт нефти из России к 2024 г. вырастет на 14%, до 296 млн т, основным экспортным рынком по-прежнему останутся страны Европы (168 млн т), однако роль поставок в АТР заметно вырастет (100 млн т);

В 2018 г. капиталовложения в нефтедобычу упали на 6% г/г, до 1,80 трлн руб. из-за снижения инвестиционной активности «Лукойла» и «Татнефти» и стагнации капитальных вложений «Роснефти» и «Газпромнефти»;

В ближайшие годы мы ожидаем сохранение позитивного тренда на рост добычи и капиталовложений: добыча нефти и газового конденсата к 2024 г. может вырасти на 21 млн т, до 577 млн т, капиталовложения вырастут на 19% (в постоянных ценах). Наиболее амбициозные планы имеет «Роснефть» – компания к 2022 г. может нарастить добычу на 18 млн т, до 250 млн т, «Газпромнефть» планирует увеличить добычу (с учетом зарубежных проектов) до 100 млн т. При этом центр активности в освоении месторождений будет все смещаться на восток и на север.

Добыча нефти в России: возвращение к росту в 2018

Выполнение условий соглашения ОПЕК+ привело к снижению в 2017 г. нефтедобычи до 546,5 млн т (-0,1% г/г), впервые за последние 10 лет. Однако уже в 2018 г. динамика добычи вернулась к росту благодаря ослаблению условий Соглашения ОПЕК+ и запуску новых проектов;  

В июне 2018 г. Россия и страны ОПЕК пересмотрели соглашение о сокращении добычи, договорившись увеличить добычу (для всех участников соглашения) на 1 млн барр. в день (мбд). Россия получила право увеличить добычу на 0,2 мбд (0,8-0,9 млн. т месяц) с июля 2018 г.;

В 3К2018 добыча нефти возросла на 3,4% г/г (до 141,2 млн. т) полностью компенсировав спад в 1П2018 (-0,4% г/г). В 4К 2018 добыча продолжила быстро расти (+3,7% г/г, до 143,1 млн. т) из-за ослабления дисциплины в рамках ОПЕК+ и роста спроса в странах ЕС на фоне сокращения поставок из Ирана;

В 2018 г., после 10 лет спада, к росту вернулась Западно-Сибирская нефтяная провинция (+1,4% г/г) - благодаря увеличению добычи на месторождениях в Ямало-Ненецком АО (Новопортовское месторождение) и Тюменской области (Уватская группа). Продолжает расти добыча на юге страны (месторождение им. Филановского, Астраханская область) и в Восточной Сибири (Тагульское месторождение, месторождение Таас-Юрях);

Рост добычи в Западной Сибири и на морском шельфе в 2015-18 привел к заметному увеличению добычи малосернистой (+8,1 млн т) и сернистой нефти (+15,1 млн. т) при сокращении добычи высокосернистой нефти (-3,3 млн. т).

Наиболее быстро в последние годы росла добыча нефти у «Газпромнефти» (+9 млн т в 2015-17 гг.) и Татнефти (+2 млн т), тогда как у трех крупнейших ВИНК России – НК «Роснефть»*, НК «Лукойл» и НК «Сургутнефтегаз» добыча сокращалась. Это было связано как с продолжающимся спадом добычи на базовых месторождениях Западной Сибири, так и с выполнением обязательств в рамках сделки ОПЕК+: «Лукойл» и «Роснефть» были вынуждены перенести ввод некоторых новых месторождений, тогда как «Газпромнефть» успела запустить свои крупнейшие проекты – Новопортовское и Приразломное месторождения – до начала действия соглашения ОПЕК+;  

В 2018 г. лидером по темпам роста добычи стала «Роснефть», тогда как показатели других крупных НК стагнировали. Добыча «Роснефти» выросла на 12 млн т г/г благодаря увеличению добычи на Эргинском кластере (+1,4 млн т г/г) и Уватской группе (+0,9 млн т г/г) в Западной Сибири, и росту в Восточной Сибири (ТаасЮрях: +2,0 млн т г/г, Тагульское: +1,0 млн т г/г,;

В 2017-18 гг. удельные операционные затраты у большинства ВИНК стабилизировались в диапазоне 3-4 долл./барр., компаниям удается сохранять расходы под контролем несмотря на рост физических объемов работ и рост мировых цен на нефть, что часто приводит к увеличению расценок у подрядчиков;

Зрелые месторождения Западной Сибири: чересполосица – то рост, то спад

20 крупнейших (по объему добычи) старых* нефтяных месторождений Западной Сибири сейчас формируют 43% от всей добычи региона, на 5 крупнейших месторождений приходится около четверти всей добычи;

В 2014-1П 2017 гг. добыча нефти на этих месторождениях устойчиво снижалась, рост отмечался лишь на 3 из 20 крупнейших месторождениях. С 3К 2017 тренд изменился и старые месторождения Западной Сибири впервые за последние 10 лет начали наращивать добычу;

Разворот тренда произошел благодаря увеличению инвестиций в бурение (в т.ч. в проходку в горизонтальном бурении) и проведение операций многостадийного гидроразрыва пласта на ключевых** (Топ-5) старых месторождениях, 3 из которых разрабатываются «Роснефтью»;

В 3К-4К 2018 добыча на Топ-20 месторождениях Западной Сибири вновь начала снижаться из-за ускорения спада на Малобалыкском (-7,8% г/г в 4К 2018) и ВосточноСургутском (-7,5% г/г в 4К 2018) месторождениях;

В 2019-21 гг. динамика добычи нефти в Западной Сибири (+1-2 мл т г/г) вновь может вернуться к росту благодаря ожидаемому увеличению инвестиций в стабилизацию добычи на старых месторождениях «Роснефти», «Лукойла» и «Сургутнефтегаза»; 

Западная Сибирь и Урало-Поволжье: ключевые месторождения

Прим.: Приобское месторождение разрабатывают «Роснефть» и «Газпромнефть». Красным цветом выделены месторождения, добыча на которых ведется менее 5 лет

Капитальные затраты в нефтедобыче: ситуативное снижение в 2018 г.?  

В 2017 г. инвестиции в нефтедобычу* выросли на 13% г/г, достигнув 1,90 трлн руб., лидером по динамике капиталовложений стала НК «Роснефть» (+29% г/г), заметно нарастил инвестиции «Лукойл» (+11% г/г), тогда как другие крупные ВИНК сокращали капиталовложения в добычу нефти;

В 2018 г. тренд сменился: капиталовложения в нефтедобычу* упали на 6% г/г, до 1,80 трлн руб. из-за снижения инвестиционной активности «Лукойла» и «Татнефти» и стагнации капитальных вложений «Роснефти» и «Газпромнефти»:

- «Роснефть» снизила инвестиции в «Роспан» (-34% г/г, на фоне завершения основных строительных работ перед запуском проекта в 2019 г.), и в восточно-сибирские проекты

– Таас-Юрях (-38% г/г) и Верхнечонскнефтегаз (-21% г/г). Инвестиции в «Самотлорнефтегаз», получивший в 2017 г. налоговые льготы на 35 млрд руб. в год, продолжили расти (+24% г/г), достигнув 62 млрд руб.;

- «Лукойл» в 2018 г. заметно сократил инвестиции в проекты в Тимано-Печоре (-9,5% г/г) и в Поволжье (-12,1% г/г). Капиталовложения в ключевой проект компании в ТиманоПечоре – Ярегское месторождение – упали на 30% г/г, до 10,3 млрд руб., инвестиции в месторождения им. Филановского и им. Корчагина (завершение основного объема строительных работ) упали на 14% г/г, до 47,9 млрд руб.;

- Низкая динамика инвестиций «Газпромнефти» в 2018 г. была связана с завершением основных инвестиций в крупнейшие добычные проекты компании – Новопортовское, Приразломное и Мессояхское месторождения.

Прим.: * – данные по России в целом приведены суммарно по видам деятельности «Добыча сырой нефти и попутного нефтяного газа» и «Предоставление услуг по добыче нефти и газа».

Будущие инвестиции: возврат к растущему тренду

В 2019-23 гг. инвестиции в нефтедобычу вырастут на 45% (+19% в реальном выражении) на фоне реализации масштабных программ развития добычных мощностей «Газпромнефтью» и «Роснефтью»:

- «Роснефть» в рамках стратегии «Роснефть-2022» планирует увеличить добычу нефти и газового конденсата до 250 млн т к 2025 г. (+18 млн т к 208 г.), введя новые месторождения в Восточной Сибири и обеспечив прирост добычи на старых месторождения в Западной Сибири (Самотлор);

- «Газпромнефть» в 2018 г. объявила о переносе плана по достижению добычи в 100 млн т нефти с 2020 г. на 2021-22 гг. (из-за сделки ОПЕК+), при этом добыча в России составит 75-80 млн т: основной прирост добычи будет получен на новых проектах в Ямало-Ненецком АО (Тазовское, СевероСамбуровское);

- Утвержденная в 2018 г. новая стратегия НК «Лукойл» предполагает органический рост добычи в среднем на 1% г/г в ближайшие годы (до 2025 г.): рост добычи будет сосредоточен в Западной Сибири, Тимано-Печоре и на шельфе Каспийского моря;

Удельные капиталовложения (на тонну текущей добычи) у российских компаний остаются существенно ниже, чем у крупнейших международных нефтяных компаний, т.к. в портфеле проектов российских ВИНК по-прежнему преобладают месторождения традиционной нефтью (Западная Сибирь, Восточная Сибирь) со сравнительно низкими затратами;

Добыча нефти в России в 2020-е: рост на севере и востоке

Экспорт нефти: возвращение к росту

В 2018 г. экспорт нефти из России достиг 260,2 млн т* (+2,9% г/г), росту экспорта способствовало ослабление условий соглашения ОПЕК+ (увеличение квоты на добычу на 0,2 мбд);  

Экспорт в страны ЕАЭС в 2018 г. составил 18,46 млн т (+1,8% г/г), 99% всех поставок приходится на белорусские НПЗ (18,25 млн т);

Экспорт за пределы ЕАЭС в 2018 г. вырос на 3,0% г/г, до 241,7 млн т. Основным экспортным рынком для российской нефти по-прежнему остаются страны СевероЗападной Европы: отгрузки через Приморск и Усть-Лугу в 2018 г. составили 66,3 млн т (-2,8% г/г). По нефтепроводу «Дружба» (в Восточную Европу) было поставлено 50,5 млн т (-1,1% г/г);  

Поставки в Средиземноморье (-1,7% г/г, 27,6 млн т) и страны АТР через Козьмино (-4,2% г/г, 30,4 млн т) в 2018 г. снижались, тогда как отгрузки на Китай продолжили быстро расти: через ВСТО и нефтепровод АтасуАлашанькоу было поставлено 38,3 млн т (+45% г/г);

Крупнейшие российские ВИНК в 2014-18 гг. заметно нарастили экспорт нефти за счет оптимизации объемов переработки: в 2018 г. «Роснефть», «Лукойл», «Газпромнефть» и «Татнефть» поставили на экспорт 191 млн т (74% всего экспорта);

Прим.: «зеркальная статистика» стран-импортеров дает оценку в 260,2 млн т 

Экспорт нефти: рост в АТР

В 2018 г. из России в страны Европы было поставлено 144,4 млн т нефти (-2,0% г/г), Россия остается основным поставщиком нефти для европейских НПЗ (треть от общего импорта);

В 2019-2024 гг. основным трендом может стать уход с европейского рынка нефти из Ирана (до 30-35 млн т ежегодно) и резкое увеличение (до 30 млн т) поставок из США и Канады;

Экспорт нефти из России в Европу к 2024 г. вырастет на 5-7% (до 168 млн т), поддерживаемый стабильным потреблением в Восточной Европе и Средиземноморье (где многие НПЗ технологически построены под переработку российской Urals) и ослаблением позиций Ирана на рынках стран Южной Европы;

В 2018 г. Россия осталась крупнейшим экспортером нефти в Китай, серьезно опережая Саудовскую Аравию (56,7 млн т). В ближайшие годы поставки на китайский рынок продолжат расти благодаря увеличению добычи нефти в Восточной Сибири и расширению ВСТО. К 2020 г. мощности нефтепровода на участке Тайшет-Сковородино вырастут с 70 млн т до 80 млн т, на участке Сковородино-Козьмино с 44 млн т до 50 млн т;

Япония и Южная Корея сильно (более 85% всего импорта) зависят от поставок нефти из стран Ближнего Востока. Усложняющаяся политическая ситуация (конкуренция между США и КНР) заставит эти страны активнее диверсифицировать поставки нефти, наращивая импорт из России и США. К 2024 гг. поставки нефти из России в Японию могут достигнуть 10 млн т, из России в Южную Корею – 10-11 млн т.

Газпромбанк: Центр экономического прогнозирования , Институт энергетики и финансов. Материалы к долгосрочному прогнозу показателей нефтегазового комплекса России на 2019-2024 гг. от 16.04.2019.