Россия
 Республика Кипр
 Северный Кипр
 Германия
 Испания
 Финляндия
 Болгария
 Черногория
 Португалия
 Италия
 Греция
 Турция
 Великобритания
 Венгрия
 ОАЭ
Нефтедобыча в России и Peak Oil. Прогноз на 2028-2035 г.г. Что происходит с нефтяной промышленностью   Дата: Вторник 24 Декабрь, 2019

В России несмотря на определенный рост фактической нефтедобычи в период 2010-2016 г.г., сама нефтяная промышленность характеризуется все менее благоприятными производственными (износ основного оборудования) и технологическими (закрытие рынка технологий нефтедобычи для России из-за введенных санкций) показателями своего развития. Это, например, рост удаленности добычи от центров переработки и сбыта, увеличение глубины продуктивных нефтяных пластов, снижение объема запасов, усложнение геологического строения месторождений, уменьшение пластовых давлений, ухудшение коллекторов и др. На этапе 2014-2019 уже наблюдается ухудшение структуры российских запасов нефти, рост доли "трудно извлекаемых" запасов нефти уже достигших 55-60% их общего количества, и как следствие очень ощутимый рост себестоимости добычи нефти. После введения санкций в 2014-2015 годах целый ряд долгосрочных проектов по освоению новых нефтяных месторождений был отменен. В том числе это напрямую затронуло 9 крупных совместных проектов ПАО "Роснефть «и ExxonMobil, что для ExxonMobil означало потерю своих ранее произведенных долгосрочных инвестиций, а для ПАО "Роснефть"-необходимость искать новых инвесторов, в первую очередь среди китайских компаний.Понятно, что в долгосрочном плане (после 2020 года) нефтедобывающую отрасль России ожидает серьезный спад, что связано в первую очередь с серьезной выработкой основных, ключевых месторождений, резким увеличением издержек при добыче и очистке нефти. Снизившиеся с 2014 года цены на нефть вынуждают российских нефтедобытчиков экономить на инвестициях. После такого серьезного снижения стоимости нефти, которое произошло после 2014 года со 130-140 долл.за баррель-нефтяная отрасль попала в новые экономические реальности. Ведь если после такого ценового обвала установилась цена нефти в 50 долларов за баррель, то в 2015-2016 г.г. это уже стало пороговым значением для рентабельности нефтяной отрасли России. Именно при таком значении стоимости нефти Россией были предприняты большие усилию по повышению цен на нефть на мировом рынке путем соглашения в рамках ОПЕК по уменьшению ежедневной добычи. Но такое искусственное завышение цен на нефть не дало серьезного эффекта, и обернулось для России потерей части рынка-контрактов по поставкам нефти (например, с Польшей), где эту нишу сразу заняли ближневосточные нефтедобывающие компании. Запрет же запада на экспорт технологий для российской нефтедобычи последовал за общим снижением мировых цен на нефть. И полноценной замены в плане производства нового оборудования для высокоэффективной добычи нефти среди предприятий оборонного комплекса России нет. Основные российские производственные мощности сильно изношены и не налажены на такое производство отраслевого оборудования нового поколения, а значит и цена конечного продукта для производства в нефтедобыче будет очень высокой. Кроме того, в нефтяной отрасли обязательно нужен сервис обслуживания, наладки и сопровождения, которого естественно тоже нет.

Пик добычи нефти в России в 2016 году и следующий спад. Интересно, что еще до нефтяного кризиса 2014 года Леонид Федун уже высказывал мнение, что: "Вероятность того, что в 2016 году нас ждет снижение добычи, достаточно высока - из-за изменений условий налогового маневра (обнуления к 2024 году экспортной пошлины на нефтепродукты и повышения НДПИ) и достаточно тяжелой ситуации на рынке добычи нефти. Оба эти фактора в 2016 году обойдутся России падением добычи на 8-12 млн тонн нефти. Лукойл уже сейчас бурит только самые рентабельные месторождения - те, для которых действуют налоговые льготы, или участки в максимальной близости к транспортной инфраструктуре. Новые проекты Лукойл пока не замораживает, но только те, в разработку которых компания уже инвестировала (месторождение Филановского на Каспии и крупный проект на Ямале (геологоразведку же в Хатанге на своем Восточно-Таймырском блоке Лукойл свернул из-за бесперспективности, списав в убытки 9 млрд руб.). Россия вышла на пик добычи нефти и "в целом не может серьезно наращивать добычу. В лучшем случае будет медленное падение, в худшем - довольно существенное. Россия опоздала с вводом крупных новых месторождений. Любое месторождение имеет фазу начала добычи, пика и падения, чтобы ты с ним ни делал. Можно этот момент оттягивать и применять более совершенные методы. Но это произойдет. Чтобы добычу поддерживать, нужно своевременно запускать новые месторождения. Тогда идёт рост. Дальше добыча будет снижаться, потому что в Западной Сибири, которая составляла основной регион производства, добыча пошла вниз. А те месторождения, которые должны вводится, - Тимано-Печора, Ванкор, Восточная Сибирь - опаздывают на 3-5 лет. За последние 20 лет не открыто ни одного гигантского месторождения, сравнимого с Самотлором, Приобским или Когалымским". Россия также, как и некоторые другие нефтедобывающие страны (Иран, Венесуэла) находится под давлением на свою нефтедобычу со стороны США, у которой "стратегия энергетического доминирования" связана со стремительным ростом внутренней добычи легкой сланцевой нефти и газа. Новая волна санкций США против российской нефтяной отрасли возможна при условии подтверждения обширных перспектив сланцевой добычи в США и не раньше 2021-2022 годов. Конечно, пределы давления на Россию пока существуют, т.к. 1. США не получили до конца данных о своих запасах нефти 2. Эффект от классического американского эмбарго для третьих стран, даже в «мягком режиме», растянутом на 8-10 лет, приведет к огромному повышению цен 3. дефицит тяжелой нефти (добыв. в России, Иране, Венесуэле) вызовет резкий рост цены на эту дефицитную марку нефти. 4. США не заинтересована в увеличении доли влияния Саудовской Аравии на мировом нефтяном рынке. 5. США не заинтересованы в резком увеличении мировой цены на нефть, т.к. это может вызвать замедление темпов роста ее экономики. Удивительно, но именно в период 2017 года, когда стало ясно, что зависимая от западных технологий нефтяная отрасль России пошла на спад - появился указ Президента РФ №208 «О стратегии экономической безопасности до 2030 года», где в п.12 указывается, что к основным вызовам и угрозам экономической безопасности РФ относятся в частности: ч. 3. "использование дискриминационных мер в отношении ключевых секторов экономики РФ, ограничение доступа к иностранным финансовым ресурсам и современным технологиям;" ч.6. "изменение структуры мирового спроса на энергоресурсы и структуры их потребления, развитие энергосберегающих технологий и снижение материалоемкости, развитие "зеленых технологий"; ч.9. "исчерпание экспортно-сырьевой модели экономического развития, резкое снижение роли традиционных факторов обеспечения экономического роста, связанное с технологическими изменениями;" ч.13. "истощение ресурсной базы топливно-сырьевых отраслей по мере исчерпания действующих месторождений"; ч.14. "ограниченность масштабов российского несырьевого экспорта, связанная с его низкой конкурентоспособностью, недостаточно развитой рыночной инфраструктурой и слабой вовлеченностью в мировые "цепочки" создания добавленной стоимости;" Если в 2017 году авторы сформулировали для себя угрозу "исчерпания экспортно-сырьевой модели экономического развития" как угрозы экономической безопасности РФ, то в Европе уже в 2010 году была сформулирована энергетическая политика Европейского Союза (энергетическая стратегия 2020), целью которой стало обеспечение непрерывной физической доступности энергетических продуктов по цене, доступной для всех потребителей (частных и промышленных). В заложниках математики. По математической моделе Т.В.Поляковой, показано, что на поздней стадии разработки нефтяных месторождений даже при существенном росте интенсивности разведки и добычи ежегодная добыча может падать. При этом ежегодная добыча существенно зависит от ввода в эксплуатацию новых месторождений (которые на поздней стадии добычи нефти в определенном нефтегазовом районе в среднем значительно уменьшаются по размеру запасов), поэтому практически единственным способом повышения уровня добычи или хотя бы поддержания его на постоянном уровне является постоянный ввод в эксплуатацию все новых месторождений. В этом состоит различие модели Т.В. Поляковой от модели К.Хубберта, у которого достоверно разведанные запасы служат ресурсной базой для добычи, т.е. являются переменной во времени величиной и с одной стороны растут по мере разведки и ввода в эксплуатацию новых месторождений, а с другой стороны сокращаются вследствие закрытия и консервации старых и нерентабельных месторождений. Такое положение дел подтверждается тем фактом, что с 2016 г. количество открытий новых месторождений в мире достигло рекордно низкого уровня. Это связано с резким сокращением бюджетов на разведку в условиях глобального падения с 2014 г. цен на нефть. По всему миру в 2016 году было разведано только 2,4 млрд. баррелей, в то время как в течение 2000-2015г.г., нефтяные компании ежегодно открывали в среднем около 9 млрд баррелей. Мало того, что новые открытия достигли рекордно низкого уровня, нефтяные компании отказываются разрабатывать те запасы нефти, которые они уже имеют в своем распоряжении. В 2016 году было одобрено проектов общим объемом 4,7 млрд баррелей, что примерно на 35% меньше, чем в 2015 году, и существенно ниже среднегодового докризисного уровня. Фактически, по данным Международного Энергетического Агентства, инвестиции в отрасль в 2016 году были ниже, чем когда-либо начиная с 1940-х годов. Когда нефть WTI опустилась до $27 за баррель, сокращение инвестиций стало неизбежным, и нанесло финансовый ущерб всей отрасли в целом. Проекты на бурение, многие из которых имеют долгосрочные периоды окупаемости, получили пониженный приоритет в инвестиционных планах компаний. Подтверждением, например, может служить тот факт, что с 2010 года крупнейшая компания Total, ведущая деятельность более чем в 130 странах мира в феврале 2015 года заявила о плавном снижении перерабатывающих мощностей и продаже активов на сумму около 5 млрд.долл. по всему миру и сокращении расходов на разведку на 30%. Известно и о государственной политике в ОАЭ, направленной на значительное снижение нефтедобычи в стране с 2015 года в пользу дальнейшего развития логистики, офшорных зон, транспортных проектов, реэкспорта и туризма. Нефтяной пик (Peak Oil), определяемый как момент достижения максимума мировой добычи нефти и снижения предложения нефти на мировом рынке многими экспертами определяется в период 2028-2035.г.г. Согласно теории ученого Хаббарда когда находят залежи нефти, добыча вначале невелика, т.к требуемая инфраструктура ещё не построена. По мере бурения скважин и установки более эффективного оборудования - добыча возрастает. В какой-то момент достигается пик выхода, который невозможно превзойти даже улучшенной технологией или дополнительным бурением. После пика добыча нефти медленно, но неуклонно спадает. После пика, но до того, как нефтяное поле полностью исчерпано, достигается другой важный этап, когда на добычу, транспортировку и обработку барреля нефти расходуется больше энергии, чем количество энергии, содержащееся в этом барреле. На этом этапе, добыча нефти с целью получения энергии более неоправданна, и месторождение может быть заброшено. Естественно, что все эти факторы стали сказываться на снижении добычи нефти и на основных российских месторождениях. Ведь, основные месторождения, в которых сейчас идет добыча нефти были освоены еще в СССР. Была полностью сделана инфраструктура, газо и нефтепроводы, ЛЭП, оборудование и т.д. Не удивительно, что именно в период 1980-1984 г.г. эти месторождения показывали свой пик добычи. Сейчас же ни на одном месторождении нефти в России не добывается 50 млн тонн нефти в год. Поэтому вопрос состоит в том, чтобы определить могут ли все неоткрытые и недоказанные, нетрадиционные нефтяные ресурсы (глубоководная, арктическая, сланцевая, сверхтяжелая нефть -до наступления мирового пика (Peak Oil) и начала процесса снижения добычи на известных и доказанных запасах Ближнего Востока, России, Венесуэлы, Нигерии и т.д.-быть вовлечены в добычу. Если нет, то эти нетрадиционные виды нефти не смогут внести свой вклад в мировую добычу, в то время как пик добычи традиционной нефти уже наступит. Это с одной стороны. С другой стороны, по оценкам Международного энергетического агентства, инвестиции в повышение энергоэффективности и возобновляемые источники энергии (ВИЭ) в развитых странах с 2011 года ежегодно превышали $300 млрд. , только в 2016 г. составили $548 млрд, Развитие сегмента электромобилей привело к тому, что ведущие страны и автопроизводители ( Volkswagen, Renault-Nissan, Volvo, Toyota, General Motors и др.) планируют поэтапно отказаться от новых автомобилей с двигателями внутреннего сгорания к 2035-2050 г.г.. Выпускаемые же электромобили Tesla с 2018 года частично конкурируют с производимыми электромобилями Jaguar и Audi. Возьмите же здесь серьезный европейский рост производства электроэнергии из возобновляемых источников энергии (солнечные батареи и дешевеющие морские ветряные электростанции), достигший в 2018 году 15% от общего объема потребления. Посмотрите на невиданный рост в Китае технологий извлечения энергии из водорода и морской воды. И обратите внимание на резкое увеличение количества пробуренных (в 2018-1300 ед.) и законченных (в 2018 -1100 ед.) скважин в сланцевой отрасли США, благодаря которым США вырвались на 1 место в мире в 2018-2019 г.г.по добычи нефти. Потрясающая динамика, не правда? Ведь еще 45 лет назад в США был самый настоящий кризис 1973 года, вызванный действиями стран-членов ОПЕК, которые ввели эмбарго на поставки нефти в США, а также увеличили их стоимость на 70%. Такая мера стала ответной на поддержку Западом Израиля, который вел военные действия с Сирией и Египтом. Сейчас же все по-другому. США -страна с самым большим объемом производства добавочной стоимости, с самыми капиталоемкими компаниями и с самой высокой динамикой освоения месторождений нефти. И в конечном счете некоторый рост цен на нефть в 2018-2019г.г. не только несет компаниям дополнительные доходы, но и приближает конец «нефтяной эры». А что Россия? Можно только догадываться, что будет с нефтяной экономикой к 2025-2028 г.г., при все той же ситуации, когда на российскую экономику оказывают огромное давление и старые фундаментальные факторы (очень низкая производительность труда, очень низкая добавочная стоимость капитала и технологий, громадная изношенность основных производственных фондов, гигантская доля теневой экономики, фактическое разложение эффективного государственного управления экономикой) и новые факторы (запрет экспорта западом в Россию технологий и капитала, окончательный вывод крупнейших российских активов в зарубежные юрисдикции, огромный отток местного капитала, сокращение капитализации практически всех системообразующих предприятий России). Основные месторождения России и их нынешние проблемы :
Самотлорское месторождение «Роснефти» в 2017 году принесло 36,9 млн.тонн, но в 2018 году принесло уже только 19,3 млн тонн нефти, при том, что в 2018 году «Самотлорнефтегаз» перевыполнил план по бурению, пробурив 404 скважины вместо 361 намеченной. Качество добычи месторождения очень сильно падает, и при этом издержки добычи растут. Стоит упомянуть, что 154 млн.тонн добыто в этом месте в 1980 году. Сейчас извлекаемых запасов добыто 75%, (остаток 1 млрд тонн).
Ромашкинское («Татнефть») - 2,3 млрд тонн запасов, 103,7 млн. тонн на пике добычи в 1985 году, уровень добычи в 2017 году 16 млн тонн. Из недр месторождения выбрано уже 2,2 млрд.тонн, что означает выработку запасов на 85%. С недавнего времени разработка стала осложняется высокой степенью внутренней коррозии нефтепроводов, что привело к большим потерям металла, раннему выходу трубопроводов из эксплуатации.
Лянторское месторождение(«Сургутнефтегаз») - 2 млрд тонн запасов, 10,35 млн тонн на пике добычи, добыча в 2017 году 4,2 млн тонн. На месторождении пробурено более 5800 скважин, что составляет до 95 % от проектных показателей. Среднегодовая добыча колебалась в пределах 7-11 млн тонн. К сегодняшнему дню отобрано около 90% нефти, предусмотренной технологической схемой, принятой в 1999 году. С 2003 года приступили к освоению интенсивных технологий - гидроразрыву пластов, законтурному заводнению. Сегодня действует до 4000 тысяч пробуренных стволов. Фонтанным способом добывают менее 1 % нефти, основные запасы поднимают с помощью установок погружных центробежных электронасосов - более 97 %, то есть с помощью гидроподкачек. Трудность технологии заключается в необходимости равномерно распределять давление на разные точки пласта, чтобы не допустить прорыва воды из какого-либо вспомогательного канала. Перспективной технологией, способной продлить жизнь месторождению, признана добыча из прилегающих к залежам тонких пластов - оторочек расположенных между водной подошвой и газовой шапкой. Расчетная рентабельность этого способа оценивается в 30 %.
Приобское (южная часть «Роснефть» и сев. часть «Газпром нефть») - месторождение с 1,7 млрд тонн всех запасов. Пик добычи 42 млн. тонн при СССР, 36 млн. тонн добыто в 2017 году, в 2018 году уже снижение добычи. В 2018 году добыча нефти на Южно-Приобском месторождении составила 11 млн тонн, это 18% добычи «Газпром нефти», где по итогам 2018 года она добыла 63 млн. тонн нефти. Доказанные запасы месторождения на 2018 года - 210,6 млн тонн нефти. Месторождение отличается низкими дебитами скважин, низкой продуктивностью добывающих скважин, низкой естественной (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистостью нагнетательных скважин, а также плохим перераспределением давления по залежам при осуществлении поддержания пластового давления. Из-за низких дебитов многие скважины пласта АС12 должны быть остановлены, что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти.
Федоровское («Сургутнефтегаз») - 1,5 млрд т запасов, 36 млн тонн на пике добычи в 1982 году, 8,6 млн тонн в 2017 году. Согласно особенностям нефтедобычи, в данном районе, нефть залегает пластами с расположением их между шапкой, состоящей из газа, и подошвенной оторочкой из воды. Отсутствие глинистого почвенного барьера приводит к скорому проникновению воды в шахты. В связи с этим шахтам грозит быстрое обводнение, которое является главным бичом месторождения. Чем больше воды выкачивается из шахты, тем больше времени тратится на работу шахты вхолостую. Падает эффективность производства, работу шахт приходится приостанавливать для проведения внеплановых ремонтных работ. Соответственно, происходит общее снижение объемов добычи нефти. Шахты вертикального бурения в данном случае становятся нерентабельными. По причине появления все больших остатков трудно извлекаемых запасов (для которых рентабельность колеблется в районе нуля) в планах разработчика месторождения расширение добычи именно горизонтальным бурением. Снижение рентабельности нефтяной отрасли подтверждает тот факт, что нефтяные компании в 2018-2019 срочно просят правительство о налоговых вычетах из НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых). «Газпром нефть» - предоставить южной части Приобского месторождения льготы, которые могут составить 140-200 млрд руб. за 2019-2029г.г. лет в зависимости от того, что является базой для расчета вычета по НДПИ аналогичные тем, что в 2019 году попросил у президента РФ глава «Роснефти» Игорь Сечин для северной части Приобского месторождения - налоговые вычеты из НДПИ, которые, по оценкам Минфина, с учетом действующих льгот могут обойтись бюджету в 460 млрд руб. выпадающих доходов за 2019-2029. Это вычеты из НДПИ, аналогичны тем, которые в 2017 году компания получила для другого крупного месторождения - Самотлорского. Налоговые льготы для этого месторождения составят 350 млрд руб. за 2019-2029.
Выводы: Российский гос.бюджет с 2018-2019 уже начнет ощущать значительное недополучение тех средств, которые раннее поступали от налога на добычу полезных ископаемых от добычи нефти. Это связано, с невозвращением мировых цен на нефть к уровню 2014 года, падением добычи нефти в России с 2017 года вследствие естественной убыли месторождений, отказа западом доступа к технологиям добычи нефти и сокращением инвестиций в новые месторождения национальными нефтедобывающими компаниями. Все это уже сейчас приводит к огромным сверхбюджетным издержкам, а значит в итоге- к большому серьезному сокращению воспроизводства в нефтяной отрасли. Мир перешел значение периода Peak Oil максимальной добычи нефти при данном временном использовании месторождений. Рентабельность крупнейших месторождений стала падать после точки прохождения Peak Oil, издержки добычи стабильно стали увеличиваться. Одновременно с этими процессами в нефтяной отрасли, происходят интенсивные процессы развития получения энергии из возобновляемых источников. Переходный срок 2020 год, в котором ЕС в частности, получает планируемый показатель в 20% энергоэффективности (независимости от газа и нефти). В мире, с одной стороны, происходит активный переход ЕС, США, Китая, Японии, Южной Кореи и др. стран к технологиям, связанным с получением энергии из возобновляемых источников энергии. С другой стороны, в мире начало происходить довольно ощутимое замедление темпов нефтедобычи, и что еще главнее-освоения новых месторождений. Соотношения вводимых мощностей по производству энергии из возобновляемых источников развитыми странами к физическому сокращению добычи нефти в переходный период и какая в этот период будет цена на нефть. - тема отдельного изучения.    

 
Страна:
Тип:
Цена от (€):
до (€):