За последний год структура мировой экономики существенно изменилась на фоне новой политической ситуации. Многим промышленным компаниям в России и их потребителям в Европе пришлось фактически с нуля выстраивать маркетинг и логистику. О рецептах выживания российского нефтегазового сектора в эпоху санкций и глобального энергоперехода "Ъ" рассказал управляющий директор "ВЫГОН Консалтинг" Григорий Выгон.
– Спрос на российскую нефть на фоне санкций и в условиях глобального энергоперехода снижается. Как вы видите стратегию в области ГРР и добычи в таких условиях?
– Думаю, добывать надо столько, сколько можно выгодно продать с учетом потерь и технологических особенностей разработки месторождений. Поэтому незначительное добровольное сокращение производства, на которое пошли российские компании для стабилизации нефтяного рынка, вполне оправданно.
В долгосрочной перспективе спрос на нефть, очевидно, будет снижаться. В 2022 году в мире было продано 10,5 млн автомобилей на электротяге. К 2030 году, по нашим расчетам, эта цифра поднимется до 40 млн, а еще через десять лет – до 60. Также растет эффективность традиционных автомобилей с двигателями внутреннего сгорания (ДВС). Замена старого парка на новый, отказ от выпуска машин с ДВС во многих странах неизбежно приведет к значительному сокращению потребления бензина и дизтоплива в автотранспорте. Его не компенсирует даже единственный растущий сегмент – нефтехимия.
Мы ожидаем начала сокращения мирового спроса на нефть до 2040 года. В этих условиях компаниям целесообразно пересмотреть приоритеты в апстриме. Например, это касается ряда дорогостоящих и экономически малоэффективных проектов по освоению арктического шельфа, баженовской свиты или сверхвысоковязких нефтей.
Сегодня с учетом переориентации экспортных потоков кажется разумным сместить акцент геологоразведки на Восточную Сибирь. Но при этом надо не забывать, что еще советские геологи утверждали, что вторая Западная Сибирь находится под первой. То есть какие-то крупные, а тем более уникальные открытия в Восточной Сибири маловероятны. При этом ГРР должны быть увязаны с планами по расширению нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан с понятным перспективным транспортным тарифом.
Когда мы говорим о воспроизводстве минерально-сырьевой базы, мы понимаем, что у монеты есть две стороны. Помимо ГРР, направленных на открытие новых месторождений и их доразведку, это повышение коэффициентов извлечения за счет применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) при внедрении новых технологий. Поэтому, учитывая увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в структуре минерально-сырьевой базы, имеет смысл комбинировать геологоразведку с МУН. Последние необходимо не только развивать, но и стимулировать.
– А в сегменте нефтепереработки оправданно ли будет сокращение производства до уровня потребления внутреннего рынка с учетом закрытия Европы и недостаточного спроса со стороны дружественных стран?
– Как и в случае с добычей, перерабатывать нужно столько, чтобы продаваемая продукция обеспечивала положительную маржу. Есть сценарии, допускающие снижение объема переработки до уровня, обеспечивающего только внутренний рынок. По нашей оценке, с учетом модернизации и оптимизации отрасли это около 200 млн тонн. Но объем экономически эффективной нефтепереработки существенно выше, поэтому так сильно ее снижать не нужно. Однако долгосрочные тенденции должны быть учтены. В первую очередь это стагнация и в дальнейшем снижение спроса на моторные топлива по уже упомянутым причинам на фоне роста потребности в продукции нефтехимии.
Увеличение потребления полимеров будет стимулировать спрос на нафту. На Ближнем Востоке и в странах АТР это давно уже поняли и активно инвестируют в многотоннажную химию, тенденцией является сооружение крупных комплексов, включающих нефтеперерабатывающие и нефтехимические производства. Строительство установок каталитического крекинга с высоким выходом пропилена и его полимеризации на российских НПЗ позволят нашим компаниям в некоторой степени нивелировать снижение мирового спроса на бензин.
Программа модернизации наших заводов была нацелена преимущественно на выпуск дизельного топлива для европейского рынка. Ожидалось, что при переработке около 280 млн тонн экспорт дизельного топлива вырастет с 49 млн тонн в 2021 году до 70 млн тонн к 2035-му. Однако еще лет пять назад, то есть задолго до санкций, было ясно, что со сбытом будут проблемы. Стагнация топливного рынка Европы усилилась после активизации продаж электромобилей и ужесточения климатической повестки. Параллельно происходил значительный рост мощностей переработки на Ближнем Востоке, в Китае и Индии. Эти регионы становятся избыточными и экспортно ориентированными по нефтепродуктам.
Сегодня китайцы и индийцы с большим удовольствием покупают российскую нефть со значительным дисконтом, имеют беспрецедентную маржу переработки и конкурентные преимущества перед нашими НПЗ. В результате нас ожидает жесточайшая борьба за рынки АТР, Африки и Латинской Америки.
– Как в этой ситуации отечественные переработчики могут митигировать риски снижения экспорта дизтоплива?
– Проблемы развития российской переработки в долгосрочной перспективе могут быть частично решены за счет дизелизации внутреннего автопарка. Следует повышать долю дизельных автомобилей – в этом случае можно будет частично замкнуть выпадающий экспорт дизельного топлива на внутренний рынок, а бензиновые фракции будут направлены в нефтехимию. Первые шаги должно сделать государство, откорректировав регуляторную систему. Следующий ход – за производителями топлива, которые заточат под эту инициативу свои корпоративные стратегии, в том числе в части инвестиций в технологическую переконфигурацию нефтеперерабатывающих мощностей.
– Какие перспективы у России в газовой сфере? Есть ли в текущих условиях возможность не только сохранить, но и увеличить долю на мировом рынке?
– В перспективе при благоприятном стечении обстоятельств Россия сможет экспортировать в Китай около 100 млрд кубометров газа по двум "Силам Сибири" и трубопроводу Сахалин-Хабаровск-Владивосток. Также значительный объем смогут обеспечить заявленные компаниями СПГ-проекты.
При реализации стратегии по увеличению поставок газа в Китай надо брать в расчет как экономику, так и политику. С одной стороны, при базовом прогнозном импорте в 2040 году в 320 млрд куб. м китайцы могут не захотеть, чтобы почти половина поставок приходилась на одну страну. С другой, российский трубопроводный газ будет дешевле американского или австралийского СПГ, покупать который при определенном развитии событий может стать некомфортно.
С учетом этих факторов стратегическим решением выступает активное развитие СПГ-индустрии. Ключевым приоритетом является развитие отечественных технологий производства крупнотоннажного СПГ. Сжиженный газ если не гарантирует, то во многом обеспечивает диверсификацию, независимость от политических и иных конъюнктурных событий, а также, что особенно важно, логистическую ликвидность. Этот высокоманевренный инструмент для монетизации газовых запасов позволяет оперативно перенаправлять торговые потоки и обеспечивать максимальную маржу. СПГ может стать хорошим решением для "запертых" в результате отказа европейцев от российского трубопроводного газа запасов "Газпрома" и выгодной опцией для монетизации газа независимых производителей.
– С учетом увеличения объемов морского экспорта нефти, нефтепродуктов и СПГ, в том числе по Севморпути, насколько актуально для российских нефтегазовых компаний инвестировать в мидстрим?
– Реализация проектов СПГ, безусловно, напрямую связана с инвестициями в газовый флот. Его развитием некоторые наши нефтегазовые компании занимаются достаточно давно. Но танкеров-газовозов и нефтяных судов для транспортировки больших объемов углеводородов в России мало, мощностей для их строительства недостаточно. С учетом последних событий прогнозируется дальнейший рост поставок углеводородов на рынки АТР морским путем. Собственный танкерный флот может помочь снять экспортные риски. Эти направления должны быть элементом стратегии любой нефтегазовой компании.
– Остается ли для российского нефтегаза актуальной тема ESG. Есть ли сейчас смысл в реализации климатических проектов?
– Надеяться на полное игнорирование климатической повестки, мотивируя это закрытием для нас европейских рынков, наивно. Наш важный потребитель Китай, заявивший об углеродной нейтральности к 2060 году, ориентируется на европейский и американский рынки. Другой наш крупный торговый партнер – Индия – движется по похожему сценарию, поставив себе задачу стать углеродно нейтральной к 2070 году. Соответственно, китайцы и индийцы при импорте или продаже своих товаров на экспорт будут учитывать углеродный след российских углеводородов в производственной цепочке. Скорее всего, будут использовать механизмы, стимулирующие его снижение, аналогичные торговле квотами и трансграничному углеродному налогу ЕС.
Исходя из этого, стратегии наших компаний ТЭКа без климатических разделов и соответствующих мероприятий нельзя считать полноценными целеполагающими документами. Причем при стратегическом планировании особое внимание следует уделить Охвату 3 – именно на сектор потребления углеводородов приходится основная эмиссия парниковых газов, из-за этого инициирован глобальный энергопереход.
– Какая технология снижения углеродного следа может быть самой оптимальной для российского ТЭКа?
– В долгосрочной перспективе единственной возможностью для обеспечения углеродной нейтральности нефтяных компаний по Охватам 1 и 2, а тем более 3 является захоронение СО2 (технология CCS – Carbon Capture and Storage). Однако сегодня многие компании заморозили реализацию пилотных проектов CCS. Считаю это недальновидным, поскольку на обкатку технологии и создания нормативного поля уйдет более пяти лет. К 2030 году климатическая повестка вернет свою актуальность. Нам надо быть готовыми к реализации подобных проектов в промышленных масштабах, на десятки миллионов тонн СО2. Тем более что в России есть для этого отличные геологические условия: суммарная емкость хранилищ углекислого газа, по нашим оценкам, составляет 1173 Гт, а емкость только нефтяных и газовых месторождений, пригодных для захоронения диоксида углерода,– 305 Гт.
Поэтому сегодня для реализации пилотных проектов CCS надо создавать кластеры, подразумевающие кооперацию между эмитентами парниковых газов – это прежде всего металлурги, энергетики и нефтехимики – и добывающими компаниями.
– Но проекты улавливания и хранения СО2 – это скорее непрофильный бизнес для российского нефтегаза. Нужно ли компаниям сейчас перегружать свои стратегии новыми направлениями?
– Глобальная энергетическая трансформация и изменение рынков сбыта нашей продукции диктуют отечественным добывающим компаниям необходимость поиска альтернативных источников получения прибыли. Так называемые новые, непрофильные проекты в сегодняшних условиях – это инструмент диверсификации бизнеса, дополнительный вклад в EBITDA, а иногда и вопрос выживания. Кстати говоря, CCS – это вполне себе профильное направление – оно много десятилетий успешно используется нефтегазовыми компаниями для повышения коэффициентов нефтеотдачи (CCUS).
Помимо CCS/CCUS дополнительными инструментами, сочетающими неплохую экономику и климатическую ориентированность, могут выступать такие проекты, как майнинг на ПНГ или добыча основного сырья для электромобильных аккумуляторов – лития – из пластовых вод на нефтегазовых промыслах. Например, потенциал для развития масштабной литиевой индустрии у нас колоссальный. Россия занимает одно из первых мест в мире по ресурсам рассольного лития. При их эффективном освоении российский нефтегаз, по оценкам из нашего недавнего исследования, к 2040 году смог бы зарабатывать до $13 млрд в год. В масштабах выручки отрасли от основной деятельности это немного, но при одновременной реализации нескольких таких проектов вклад новых бизнесов в EBITDA компаний может оказаться заметным.
В подготовленных до 2022 года стратегиях компаний в какой-то степени многие вызовы были учтены, риски прописаны, меры предусмотрены. Но ситуация очередной раз резко поменялась – в этих условиях скорость реакции на события у менеджмента компаний должна расти. Пришло время посмотреть на корпоративные стратегии под другим углом и адаптировать их под новые реалии.
Интервью взяла Ирина Салова
Полный текст - на сайте "Коммерсанта"
– Спрос на российскую нефть на фоне санкций и в условиях глобального энергоперехода снижается. Как вы видите стратегию в области ГРР и добычи в таких условиях?
– Думаю, добывать надо столько, сколько можно выгодно продать с учетом потерь и технологических особенностей разработки месторождений. Поэтому незначительное добровольное сокращение производства, на которое пошли российские компании для стабилизации нефтяного рынка, вполне оправданно.
В долгосрочной перспективе спрос на нефть, очевидно, будет снижаться. В 2022 году в мире было продано 10,5 млн автомобилей на электротяге. К 2030 году, по нашим расчетам, эта цифра поднимется до 40 млн, а еще через десять лет – до 60. Также растет эффективность традиционных автомобилей с двигателями внутреннего сгорания (ДВС). Замена старого парка на новый, отказ от выпуска машин с ДВС во многих странах неизбежно приведет к значительному сокращению потребления бензина и дизтоплива в автотранспорте. Его не компенсирует даже единственный растущий сегмент – нефтехимия.
Мы ожидаем начала сокращения мирового спроса на нефть до 2040 года. В этих условиях компаниям целесообразно пересмотреть приоритеты в апстриме. Например, это касается ряда дорогостоящих и экономически малоэффективных проектов по освоению арктического шельфа, баженовской свиты или сверхвысоковязких нефтей.
Сегодня с учетом переориентации экспортных потоков кажется разумным сместить акцент геологоразведки на Восточную Сибирь. Но при этом надо не забывать, что еще советские геологи утверждали, что вторая Западная Сибирь находится под первой. То есть какие-то крупные, а тем более уникальные открытия в Восточной Сибири маловероятны. При этом ГРР должны быть увязаны с планами по расширению нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан с понятным перспективным транспортным тарифом.
Когда мы говорим о воспроизводстве минерально-сырьевой базы, мы понимаем, что у монеты есть две стороны. Помимо ГРР, направленных на открытие новых месторождений и их доразведку, это повышение коэффициентов извлечения за счет применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) при внедрении новых технологий. Поэтому, учитывая увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в структуре минерально-сырьевой базы, имеет смысл комбинировать геологоразведку с МУН. Последние необходимо не только развивать, но и стимулировать.
– А в сегменте нефтепереработки оправданно ли будет сокращение производства до уровня потребления внутреннего рынка с учетом закрытия Европы и недостаточного спроса со стороны дружественных стран?
– Как и в случае с добычей, перерабатывать нужно столько, чтобы продаваемая продукция обеспечивала положительную маржу. Есть сценарии, допускающие снижение объема переработки до уровня, обеспечивающего только внутренний рынок. По нашей оценке, с учетом модернизации и оптимизации отрасли это около 200 млн тонн. Но объем экономически эффективной нефтепереработки существенно выше, поэтому так сильно ее снижать не нужно. Однако долгосрочные тенденции должны быть учтены. В первую очередь это стагнация и в дальнейшем снижение спроса на моторные топлива по уже упомянутым причинам на фоне роста потребности в продукции нефтехимии.
Увеличение потребления полимеров будет стимулировать спрос на нафту. На Ближнем Востоке и в странах АТР это давно уже поняли и активно инвестируют в многотоннажную химию, тенденцией является сооружение крупных комплексов, включающих нефтеперерабатывающие и нефтехимические производства. Строительство установок каталитического крекинга с высоким выходом пропилена и его полимеризации на российских НПЗ позволят нашим компаниям в некоторой степени нивелировать снижение мирового спроса на бензин.
Программа модернизации наших заводов была нацелена преимущественно на выпуск дизельного топлива для европейского рынка. Ожидалось, что при переработке около 280 млн тонн экспорт дизельного топлива вырастет с 49 млн тонн в 2021 году до 70 млн тонн к 2035-му. Однако еще лет пять назад, то есть задолго до санкций, было ясно, что со сбытом будут проблемы. Стагнация топливного рынка Европы усилилась после активизации продаж электромобилей и ужесточения климатической повестки. Параллельно происходил значительный рост мощностей переработки на Ближнем Востоке, в Китае и Индии. Эти регионы становятся избыточными и экспортно ориентированными по нефтепродуктам.
Сегодня китайцы и индийцы с большим удовольствием покупают российскую нефть со значительным дисконтом, имеют беспрецедентную маржу переработки и конкурентные преимущества перед нашими НПЗ. В результате нас ожидает жесточайшая борьба за рынки АТР, Африки и Латинской Америки.
– Как в этой ситуации отечественные переработчики могут митигировать риски снижения экспорта дизтоплива?
– Проблемы развития российской переработки в долгосрочной перспективе могут быть частично решены за счет дизелизации внутреннего автопарка. Следует повышать долю дизельных автомобилей – в этом случае можно будет частично замкнуть выпадающий экспорт дизельного топлива на внутренний рынок, а бензиновые фракции будут направлены в нефтехимию. Первые шаги должно сделать государство, откорректировав регуляторную систему. Следующий ход – за производителями топлива, которые заточат под эту инициативу свои корпоративные стратегии, в том числе в части инвестиций в технологическую переконфигурацию нефтеперерабатывающих мощностей.
– Какие перспективы у России в газовой сфере? Есть ли в текущих условиях возможность не только сохранить, но и увеличить долю на мировом рынке?
– В перспективе при благоприятном стечении обстоятельств Россия сможет экспортировать в Китай около 100 млрд кубометров газа по двум "Силам Сибири" и трубопроводу Сахалин-Хабаровск-Владивосток. Также значительный объем смогут обеспечить заявленные компаниями СПГ-проекты.
При реализации стратегии по увеличению поставок газа в Китай надо брать в расчет как экономику, так и политику. С одной стороны, при базовом прогнозном импорте в 2040 году в 320 млрд куб. м китайцы могут не захотеть, чтобы почти половина поставок приходилась на одну страну. С другой, российский трубопроводный газ будет дешевле американского или австралийского СПГ, покупать который при определенном развитии событий может стать некомфортно.
С учетом этих факторов стратегическим решением выступает активное развитие СПГ-индустрии. Ключевым приоритетом является развитие отечественных технологий производства крупнотоннажного СПГ. Сжиженный газ если не гарантирует, то во многом обеспечивает диверсификацию, независимость от политических и иных конъюнктурных событий, а также, что особенно важно, логистическую ликвидность. Этот высокоманевренный инструмент для монетизации газовых запасов позволяет оперативно перенаправлять торговые потоки и обеспечивать максимальную маржу. СПГ может стать хорошим решением для "запертых" в результате отказа европейцев от российского трубопроводного газа запасов "Газпрома" и выгодной опцией для монетизации газа независимых производителей.
– С учетом увеличения объемов морского экспорта нефти, нефтепродуктов и СПГ, в том числе по Севморпути, насколько актуально для российских нефтегазовых компаний инвестировать в мидстрим?
– Реализация проектов СПГ, безусловно, напрямую связана с инвестициями в газовый флот. Его развитием некоторые наши нефтегазовые компании занимаются достаточно давно. Но танкеров-газовозов и нефтяных судов для транспортировки больших объемов углеводородов в России мало, мощностей для их строительства недостаточно. С учетом последних событий прогнозируется дальнейший рост поставок углеводородов на рынки АТР морским путем. Собственный танкерный флот может помочь снять экспортные риски. Эти направления должны быть элементом стратегии любой нефтегазовой компании.
– Остается ли для российского нефтегаза актуальной тема ESG. Есть ли сейчас смысл в реализации климатических проектов?
– Надеяться на полное игнорирование климатической повестки, мотивируя это закрытием для нас европейских рынков, наивно. Наш важный потребитель Китай, заявивший об углеродной нейтральности к 2060 году, ориентируется на европейский и американский рынки. Другой наш крупный торговый партнер – Индия – движется по похожему сценарию, поставив себе задачу стать углеродно нейтральной к 2070 году. Соответственно, китайцы и индийцы при импорте или продаже своих товаров на экспорт будут учитывать углеродный след российских углеводородов в производственной цепочке. Скорее всего, будут использовать механизмы, стимулирующие его снижение, аналогичные торговле квотами и трансграничному углеродному налогу ЕС.
Исходя из этого, стратегии наших компаний ТЭКа без климатических разделов и соответствующих мероприятий нельзя считать полноценными целеполагающими документами. Причем при стратегическом планировании особое внимание следует уделить Охвату 3 – именно на сектор потребления углеводородов приходится основная эмиссия парниковых газов, из-за этого инициирован глобальный энергопереход.
– Какая технология снижения углеродного следа может быть самой оптимальной для российского ТЭКа?
– В долгосрочной перспективе единственной возможностью для обеспечения углеродной нейтральности нефтяных компаний по Охватам 1 и 2, а тем более 3 является захоронение СО2 (технология CCS – Carbon Capture and Storage). Однако сегодня многие компании заморозили реализацию пилотных проектов CCS. Считаю это недальновидным, поскольку на обкатку технологии и создания нормативного поля уйдет более пяти лет. К 2030 году климатическая повестка вернет свою актуальность. Нам надо быть готовыми к реализации подобных проектов в промышленных масштабах, на десятки миллионов тонн СО2. Тем более что в России есть для этого отличные геологические условия: суммарная емкость хранилищ углекислого газа, по нашим оценкам, составляет 1173 Гт, а емкость только нефтяных и газовых месторождений, пригодных для захоронения диоксида углерода,– 305 Гт.
Поэтому сегодня для реализации пилотных проектов CCS надо создавать кластеры, подразумевающие кооперацию между эмитентами парниковых газов – это прежде всего металлурги, энергетики и нефтехимики – и добывающими компаниями.
– Но проекты улавливания и хранения СО2 – это скорее непрофильный бизнес для российского нефтегаза. Нужно ли компаниям сейчас перегружать свои стратегии новыми направлениями?
– Глобальная энергетическая трансформация и изменение рынков сбыта нашей продукции диктуют отечественным добывающим компаниям необходимость поиска альтернативных источников получения прибыли. Так называемые новые, непрофильные проекты в сегодняшних условиях – это инструмент диверсификации бизнеса, дополнительный вклад в EBITDA, а иногда и вопрос выживания. Кстати говоря, CCS – это вполне себе профильное направление – оно много десятилетий успешно используется нефтегазовыми компаниями для повышения коэффициентов нефтеотдачи (CCUS).
Помимо CCS/CCUS дополнительными инструментами, сочетающими неплохую экономику и климатическую ориентированность, могут выступать такие проекты, как майнинг на ПНГ или добыча основного сырья для электромобильных аккумуляторов – лития – из пластовых вод на нефтегазовых промыслах. Например, потенциал для развития масштабной литиевой индустрии у нас колоссальный. Россия занимает одно из первых мест в мире по ресурсам рассольного лития. При их эффективном освоении российский нефтегаз, по оценкам из нашего недавнего исследования, к 2040 году смог бы зарабатывать до $13 млрд в год. В масштабах выручки отрасли от основной деятельности это немного, но при одновременной реализации нескольких таких проектов вклад новых бизнесов в EBITDA компаний может оказаться заметным.
В подготовленных до 2022 года стратегиях компаний в какой-то степени многие вызовы были учтены, риски прописаны, меры предусмотрены. Но ситуация очередной раз резко поменялась – в этих условиях скорость реакции на события у менеджмента компаний должна расти. Пришло время посмотреть на корпоративные стратегии под другим углом и адаптировать их под новые реалии.
Интервью взяла Ирина Салова
Полный текст - на сайте "Коммерсанта"
