Комитет по энергетической политике
и энергоэффективности
f
Новости Все новости
Золотая середина

Золотая середина

После двух лет низких мировых цен на нефть стало ясно, что для нормальной работы нефтегазовым компаниям достаточно $50-60 за баррель. Хотя раньше такой уровень считался критическим. Сейчас текущую стоимость энергоресурсов называют объективной и российские власти, и бизнес, который опасается нового "пузыря", готового лопнуть в любой момент. В новых условиях российские игроки нефтегазового сектора показали, что не только адаптировались к новым условиям, но и могут в них успешно развиваться.

Больше не нужно

Россия считает цену на нефть более $50 за баррель справедливой, заявил 20 октября президент Владимир Путин на сессии дискуссионного клуба "Валдай". Он напомнил, что РФ скоординировала свою позицию по поддержанию стоимости энергоносителей со странами ОПЕК, прежде всего с Саудовской Аравией, благодаря чему цена на нефть держится стабильно на уровне свыше $50 за баррель. Аналогичное мнение высказал глава одной из крупнейших российских нефтекомпаний Вагит Алекперов в кулуарах Российской энергетической недели в начале октября. "Нам не интересна ни высокая, ни низкая цена на нефть, объективная цена, которую мы видим,— $55-60 (за баррель.— "Ъ"). Надеюсь, что этот уровень и будет выдерживаться",— отметил он. Текущая цена на нефть Brent составляет около $57 за баррель.

Компания выступает за плавный выход из сделки по сокращению добычи нефти ОПЕК+. "Я лично не сторонник того, чтобы цена была $60 или $70 за баррель. Это может привести к тем же результатам, что и в 2014 году. Поэтому надо было своевременно входить в соглашение, но и плавно из него начать выходить, чтобы рынок не стал дефицитным",— считает господин Алекперов.

То, что соглашение оказалось успешным, очевидно. В первом полугодии 2017 года средняя цена на нефть в долларовом выражении выросла на 29,9% относительно аналогичного периода 2016 года. Так что уже сейчас обсуждается возможность продления договора ОПЕК+ о снижении добычи. Окончательное решение будет приниматься на ноябрьской встрече в Вене. Но в российском Минэнерго считают, что к апрелю 2018 года рынок нефти стабилизируется и продлевать заморозку не потребуется.

И сейчас российские компании нефтегазового сектора успешно работают при ценах на нефть на уровне $50-55 за баррель, свидетельствуют их финансовые показатели. Например, согласно отчетности ЛУКОЙЛа по МСФО, выручка компании в первом полугодии 2017 года выросла по сравнению с аналогичным периодом 2016 года на 10,9%, до 2,79 трлн руб., что в основном связано с ростом цен реализации, увеличением объемов международного трейдинга нефтью и ростом объемов продаж нефтепродуктов в России и за рубежом. Показатель EBITDA компании в январе--июне вырос на 1,3%, до 386,7 млрд руб. Чистая прибыль ЛУКОЙЛа выросла в 1,9 раза в годовом выражении и составила 201 млрд руб. Свободный денежный поток во втором квартале 2017 года составил 81,6 млрд руб., в том числе 38,5 млрд руб. за счет снижения рабочего капитала. В результате свободный денежный поток до изменений рабочего капитала в первом полугодии 2017 года увеличился на 1,9% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 110,3 млрд руб.

При этом наращивала компания и капзатраты: в первом полугодии они достигли 254,9 млрд руб., что на 2,5% выше, чем в первом полугодии 2016 года. Рост затрат в сегменте "Геологоразведка и добыча", связанный в основном с развитием приоритетных проектов в России и Узбекистане, отмечается в отчете. В целом по году ЛУКОЙЛ прогнозирует свои капвложения в 2017 году на уровне 550-600 млрд руб. в зависимости от курса рубля к доллару.

Отличники производства

За счет вложенных средств компания не только поддерживает производство в своем основном регионе добычи — Западной Сибири, где в первом полугодии было добыто 46,4% от общего объема, но и наращивает добычу на относительно новых участках. Например, на месторождениях им. В. Филановского на Каспии (Поволжье) и Пякяхинском в Большехетской впадине (Западная Сибирь), коммерческая добыча на которых началась в конце 2016 года. Разработка этих месторождений оказывает существенное положительное влияние на финансовые показатели ЛУКОЙЛа благодаря высокому качеству запасов и налоговым льготам, отмечается в отчете компании.

В первом полугодии 2017 года добыча на Пякяхинском месторождении составила 736 тыс. тонн жидких углеводородов. С момента запуска к концу июня производство там превысило 1 млн тонн нефти и 1,3 млрд кубометров газа. Месторождение является одним из крупнейших в ЯНАО по объемам разведанных запасов углеводородов, введенных в промышленную эксплуатацию за последние несколько лет. Начальные извлекаемые запасы Пякяхинского месторождения по категории С1+С2 российской классификации оцениваются в 86 млн тонн нефти и газового конденсата и 261 млрд кубометров газа.

В перспективе во многом за счет Пякяхинского месторождения ЛУКОЙЛ может существенно нарастить добычу газа. Как заявил Вагит Алекперов в конце сентября, компания может потенциально удвоить добычу газа в течение пяти-шести лет, до 60-70 млрд кубометров. Но пока такое развитие ограничивает рынок сбыта. Так что компания рассматривает строительство нескольких газохимических заводов на территории России для увеличения монетизации газа. По итогам первого полугодия ЛУКОЙЛ добыл 13 млрд кубометров газа, что на 9% больше по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.

На своих месторождениях в российской части Каспийского моря (второе крупнейшее — имени Корчагина) за первое полугодие добыл 2,5 млн тонн нефти. Из них 2 млн тонн — на месторождении им. В. Филановского. Оно было открыто в 2005 году и стало крупнейшим открытым в России за последнюю четверть века. В эксплуатацию компания ввела его осенью 2016 года. Извлекаемые запасы месторождения составляют около 129 млн тонн нефти и 30 млрд кубометров газа. Как отмечал глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов, компания планирует ввести в эксплуатацию вторую очередь месторождения им. В. Филановского до конца 2017 года. А в целом по году компания рассчитывает добыть на каспийском месторождении более 4 млн тонн нефти. Максимальная проектная добыча нефти должна составить 6 млн тонн в 2019 году.

Добыча без границ

Помимо развития российской добычи ЛУКОЙЛ планирует реализацию и новых зарубежных проектов. Так, в конце сентября структура компании LUKOIL International Upstream Holding подписала контракт на разведку нефтяного блока в Мексике с национальной комиссией по углеводородам страны. Участок расположен в нефтяной провинции Куэнкас-дел-Сурэсте, его площадь — 521 кв. км. Срок контракта — 30 лет с возможностью пролонгации еще на пять лет. В июне ЛУКОЙЛ стал победителем тендера по нефтяному блоку в прибрежных водах Мексиканского залива — одному из 15 выставленных на торги. Компания предложила долю государства в прибыльной продукции в размере 75%.

Помимо этого ЛУКОЙЛ ведет переговоры с национальной компанией Ирана об освоении двух месторождений в стране — Мансури и Аб-Теймур. Это крупнейшие месторождения, в каждом больше 1 млрд тонн геологических запасов. "Сейчас по Мансури мы подходим к завершающему этапу, надеемся к первому кварталу 2018 года подписать контракт, по второму месторождению у нас достаточно активно идет переговорный процесс",— сообщал в начале октября Вагит Алекперов. Он напомнил, что контракты в Иране являются сервисными и ими предусмотрена компенсация инвестиций. "Я надеюсь, что проекты дадут нам уникальные возможности и опыт работы в этой стране",— отмечал господин Алекперов. Добычу на каждом из двух месторождений ЛУКОЙЛ оценивает в 140 тыс. баррелей в сутки.

Наращивание инвестиций ЛУКОЙЛа и других российских компаний даже в период далеких от уровней двухлетней давности цен на нефть показывает, что компании успешно адаптировались к новым условиям. И логично, говорят на рынке, что теперь они опасаются искусственных катализаторов роста стоимости энергоресурсов. Кризис, отмечают эксперты, показал, кто на рынке работает наиболее эффективно, умеет реструктурировать свои активы с учетом новых обстоятельств и продолжать развитие.

Источник: Коммерсант