Трудности извлечения
Главная особенность нефтесервиса в России — ощутимое присутствие зарубежных игроков. Так, на долю компаний Halliburton, Weatherford, Schlumberger и Baker Huges до введения международных санкций по разным оценкам приходилось до 18–20% российского рынка.
После введения ограничений эти игроки начали уходить из России из-за прямых запретов на работу на глубоководных и сланцевых месторождениях, а также по политическим причинам. Российские сервисные компании, в свою очередь, сегодня не могут занять эту нишу, поскольку преимущественно используют для бурения и проведения сейсмических работ старое оборудование, которое давно не обновлялось. По данным компании Deloitte, износ российского оборудования сейчас превышает 70%. Уже в начале 2000-х годов российские сервисные компании в основном использовали зарубежную технику, отмечает глава московского представительства норвежской нефтесервисной компании PGS Юрий Ампилов.
Проблема усугубляется тем, что большинство действующих месторождений нефти в России находится на завершающей стадии разработки, а для увеличения нефтедобычи в будущем необходимо начинать осваивать глубоководные запасы на шельфе. То есть оставшиеся запасы нефти становятся все более трудноизвлекаемыми и требуют больших капитальных вложений и самых современных технологий.
Снижение объемов рынка нефтесервисных услуг ведет к уменьшению добычи. Согласно новому прогнозу Минэкономразвития, добыча нефти в России в 2015 году составит 530,1 млн т, в 2016 году она может сократиться до 526–528 млн, в 2017-м — до 524–527 млн, а в 2018 году — до 521–525 млн т.
Существующих крупных проектов недостаточно, чтобы компенсировать падение добычи на старых месторождениях. Чтобы предотвратить падение добычи нефти, необходимо увеличивать объемы бурения на 5–7% в год, заявлял министр энергетики России Александр Новак.
Несложные операции российские компании способны осуществлять — мощностей достаточно, а уже завезенного оборудования может хватить еще года на два. Проблема в сложных работах — их российские подрядчики пока выполнять не умеют, поясняют отраслевые эксперты.
«В России есть определенные технологические ноу-хау, которые могут достичь глобальной конкурентоспособности, например технология плазменно-импульсного воздействия. Но в целом мы тут отстаем в первую очередь не с точки зрения научного потенциала, а с точки зрения состояния рынка сервисных компаний», — говорит управляющий партнер Strategy Partners Group Александр Ованесов. Научный потенциал реализуется не полностью, так как нет достаточной инфраструктуры для коммерциализации, поясняет он: «Инвестиционная привлекательность низка — венчурные фонды есть, но занимаются в первую очередь IT, низка и заинтересованность инвесторов в высокотехнологичных, долгих проектах как в части сервисов, так и в части собственно применения высоких технологий». Александр Ованесов считает, что такое положение дел обусловлено низким уровнем конкуренции.
Арктические проекты под вопросом
Наиболее зависимыми от импортного оборудования, используемого в разведке запасов и добыче ископаемого, оказались арктические проекты.
Геофизическое изучение российского арктического шельфа началось около полувека назад, когда были открыты десятки морских месторождений в Баренцевом и Карском морях, а также на шельфе Сахалина, которые сегодня составляют основную ресурсную базу будущей российской нефтегазодобычи. Начало добычи на крупных месторождениях российской части Арктики было намечено на 2010 год, но фактически добыча нефти в промышленных масштабах пока начата только в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», которые реализуются российскими компаниями совместно с иностранными партнерами на основе соглашений о разделе продукции.
Акционерами этих проектов являются государственные «Роснефть» и «Газпром», а операторами — американская ExxonMobil и англо-голландская Shell. Эти же иностранные компании вошли в ряд других крупных проектов по освоению российского шельфа, но из-за введения санкций были вынуждены приостановить участие в разработке некоторых глубоководных месторождений в России. «За все время исследования российского шельфа уже пробурено свыше 200 морских скважин, однако изученность его остается крайне низкой: в частности, этот показатель примерно в 20 раз ниже, чем в Норвегии, и в десять раз ниже изученности американской части Чукотского моря», — комментирует ситуацию Юрий Ампилов.
После того как большое количество геологоразведочных лицензий было передано «Газпрому» и «Роснефти», работа на шельфе пошла активнее. Так, «Роснефть» совместно с ExxonMobil начала бурение на Приновоземельском шельфе Карского моря и открыла крупное месторождение «Победа». «Газпром» проводил дополнительные разведывательные работы на Киринском и Южно-Киринском месторождениях совместно с Shell. Но после выхода иностранных компаний из проектов работы были приостановлены.
По мнению экспертов, российским компаниям не удастся самостоятельно возобновить работы на шельфе Арктики в ближайшие годы. Для этого требуются значительные финансовые ресурсы, но важнее то, что буровых установок, которые можно применить в этих проектах, в России и азиатских странах пока не производят.
Операция «Возвращение»
Из числа российских компаний к крупнейшим игрокам на нефтесервисном рынке, по оценке Deloitte, относятся Eurasia Drilling Company (EDC; 29% рынка) и собственный сервис «Сургутнефтегаза» (28%). Лидерами по объемам бурения остаются «Роснефть» и «Сургутнефтегаз».
Ограничения на работу иностранных компаний в России подталкивают нефтяников развивать собственные нефтесервисные подразделения. В начале августа «Роснефть» закрыла сделку по покупке российских и венесуэльских активов Weatherford в области бурения и ремонта за $500 млн.
Представители «Газпром нефти» также отмечали, что компания рассматривает возможность вхождения в капитал высокотехнологичного партнера в нефтесервисном бизнесе.
Ранее российские компании, напротив, выводили нефтесервисные подразделения из своей структуры. «Компании не нуждались в собственном нефтесервисе, поскольку выгоднее и эффективнее было привлекать иностранцев по контрактам», — поясняет Юрий Ампилов. ЛУКОЙЛ в 2004 году продал «ЛУКОЙЛ-бурение» структурам Александра Джапаридзе, известного игрока на этом рынке. Из этих активов впоследствии была образована компания EDC. В 2011 году примеру ЛУКОЙЛа последовали «Газпром нефть» и «Газпром». Таким образом, доля внутренних нефтесервисных подразделений у вертикально интегрированных компаний резко сократилась. Исключением стал только «Сургутнефтегаз».
Сложившаяся после введения западных санкций ситуация подталкивает компании к импортозамещению и диверсификации подрядчиков. Эксперты прогнозируют, что в течение ближайших нескольких лет на российском рынке существенно возрастет доля нефтесервисных компаний из Китая, Кореи, Сингапура и только к 2018 году на смену этим подрядчикам смогут прийти российские технологии и оборудование.
