Casual
РЦБ.RU
  • Автор
  • Адамидов Дмитрий, Cодиректор аналитического отдела «Инвесткафе»

  • Все статьи автора

Курс настоящего нефтяника.Добыча и переработка

Январь 2011

ЧТО ВАЖНО ЗНАТЬ О ДОБЫЧЕ

Если главный вопрос в отношении запасов: «СКОЛЬКО», то в отношении добычи: «ГДЕ».

Чем хороши запасы? Тем, что они не очень сильно тянут карман инвестора. Не вкладывая слишком больших средств, их можно доразведать и, в конце концов, перепродать (разумеется, предварительно дождавшись выгодной конъюнктуры).

Добыча, наоборот, требует значительных затрат, с ней связаны большие производственные риски. Начав добывать нефть, практически нельзя останавливаться на полпути — необходимо выкачать все, что предусмотрено лицензионным соглашением. Перейдя к разработке месторождения, инвестор чаще всего отрезает все пути отхода. Перепродать не очень хорошие запасы в принципе можно, но без существенных убытков продать добычной актив, на котором дела идут, мягко говоря, не блестяще, практически нереально.

Любой добычной проект (это справедливо не только для нефти, но и для любого углеводородного и минерального сырья) имеет срок жизни, жизненный цикл. Например, выпуск сотовых телефонов, трансформаторов, памперсов, кораблей-самолетов-автомобилей может осуществляться на одной и той же производственной площадке сколь угодно долго — многократно обновленное оборудование и своевременно внесенные изменения в модельный ряд это позволяют. Даже НПЗ или ГПЗ могут продолжительно и вполне нормально работать на одном месте, и проект по инвестированию в данный актив можно рассматривать условно как «вечный».

С добычей нефти дело обстоит иначе. Вы разведали запасы, набурили скважин, создали вокруг инфраструктуру, возможно, даже построили трубопровод, чтобы транспортировать добытую нефть до порта или магистральной трубы. А потом, когда нефть закончилась, приходится все это разбирать, утилизировать, устранять последствия причиненного урона природе: сажать сосны, завозить медведей (комары сами прилетят) и сдавать территорию лесникам.

Иными словами, основной пик затрат, как инвестиционных, так и операционных, при разработке месторождения приходится на ее начало. Затем следует благостный период «выхода на полку добычи», когда объемы добываемой нефти максимальны, а затраты минимальны. На третьем этапе, так называемой стадии «затухающей добычи», уровень добычи начинает снижаться, а затраты не только не уменьшаются, но даже растут.

Рассмотрим условный пример. Согласно плану разработки месторождения с извлекаемыми запасами в 43 млн тонн нефти и газового конденсата необходимо в течение 20 лет потратить 1,14 млрд долл. (операционных и капитальных затрат, без учета налогов на добычу полезных ископаемых). На рис. 1 показано, как распределяется добыча и затраты по годам.

Исчислив удельные затраты на разработку месторождения (разделив ежегодные расходы на ежегодный объем добытой нефти), получим следующие результаты (рис. 2).

Как следует из рис. 2, для освоения месторождения в среднем надо потратить 26—27 долл./тонну, а в отдельные годы этот показатель может составить и 15 долл./тонну, и 50 долл./тонну.

Но и это еще не все. Не случайно в рассматриваемом примере операционные и капитальные затраты объединены. В этом, кстати говоря, состоит специфика нефтяных проектов: для инвестора разделение затрат на операционные и капитальные важно только с точки зрения налогообложения.

Почему? Рассмотрим ситуацию подробнее. Для того чтобы добыть нефть, необходимо:

1) заложить скважину, т. е. подготовить площадку, пробурить скважины, зацементировать их, смонтировать и установить оборудование для добычи (грубо говоря, засунуть под землю насос и систему труб, по которым нефтяная жидкость будет поступать на поверхность, где установлен станок-качалка и прочие устройства для сбора и дальнейшей обработки нефтяной жидкости;

2) подключить электричество, проложить дороги, водоводы и т. д.;

3) наладить технологические установки по очистке нефтяной жидкости и превращении ее в товарную нефть;

4) построить бытовки для персонала, который будет следить за добычей нефти.

После запуска технологического комплекса необходимо регулярно поддерживать в рабочем состоянии системы тепло- и электроснабжения, начислять зарплату, проводить какие-то ремонтные работы и т. д.

А по сути, происходит следующее. Каким-то образом компания отразит перечисленные капвложения в бухгалтерском учете: одни отнесет к капитальным, другие — к операционным затратам, в общем-то это не важно. Для конвейерной сборки или фабричного производства рост или снижение операционных затрат, например на 15—20%, — событие из ряда вон выходящее. А для добычи нефти подобное изменение операционных или капитальных затрат ни о чем не говорит. Здесь надо детально разбираться, что случилось и, главное, на какой стадии разработки месторождения это произошло.

Однако вернемся к нашему примеру. «Вдруг» мы узнали, что удельные расходы на добычу нефти в 2021 г. подскочат с 17 до 36 долл./тонну по сравнению с 2020 г. План разработки месторождения поможет нам понять, все ли идет по плану, а при отсутствии такового выводы делать довольно сложно, и, честно говоря, спокойствия такие новости не добавляют. Поэтому план освоения месторождения иметь крайне желательно, поскольку никаких разумных выводов относительно того, эффективно ли ведется добыча или нет, без него сделать практически невозможно.

Но это еще не все. Инвестор редко когда покупает акции одного месторождения. Обычно, покупая бумаги даже самых мелких нефтедобывающих компаний, он приобретает актив, насчитывающий несколько десятков месторождений (лицензионных участков). А если это бумаги российских компаний, то, как правило, это означает, что многие месторождения разрабатывались еще в советское время (хорошо, если не до войны) и лицензионные соглашения по ним давно выполнены и перевыполнены. Докачивают остатки, в общем. И естественно никаких актуальных долгосрочных планов разработки там нет и в помине.

Кроме того, многие нефтяные компании в России традиционно планируют свою деятельность не в разрезе месторождений, а по НГДУ или по дочернему обществу в целом. И план по НГДУ/дочернему обществу составляют, как правило, на 1 год, в лучшем случае — на 3 года (какие там 20 лет?!). То есть, как ни парадоксально, нефтяные компании, по крайней мере российские, иногда ТОЧНО НЕ ЗНАЮТ, насколько эффективны их разработка и капиталовложения в нее, особенно «старых» объектов, эксплуатирующихся еще в советские времена. Поэтому на вопрос «ГДЕ» (где на кривой добычи мы сейчас находимся или, выражаясь более строго, на какой стадии жизненного цикла находится тот или иной добывающий актив) приходится отвечать инвестору, и часто ориентируясь только по косвенным признакам.

Нет, конечно, сами компании и нефтегазовые аналитики под завязку обеспечат вас информацией о разного рода затратах на добычу. Вам посчитают:

  • себестоимость (хоть для налоговых, хоть для управленческих целей);
  • OPEX (операционные затраты);
  • CAPEX (капитальные затраты);
  • lifting costs (затраты на подъем нефти на поверхность).

И еще, Бог знает что. Вам много чего расскажут про дебит скважин, поведают массу интересного.

И это будет крайне важная информация, но… реально использовать ее можно только после ответа на вопрос: «ГДЕ МЫ НА КРИВОЙ ДОБЫЧИ?». Потом уже можно строить какие-либо предположения, моделировать добычу, финансовые потоки, подтягивать аналоги и т. д. и т. п.

Таким образом, досконально ответить: эффективно ли ведется добыча нефти и как будут изменяться затраты на нее в будущем, порой бывает сложно.

Но есть несколько общих правил, которые могут помочь адекватно оценить ситуацию:

1. Обратите внимание на то, где ведется добыча. Если нефтегазоносная провинция, в которой расположены запасы, разрабатывается 30 лет и более, то, скорее всего, «дешевую» нефть уже «достали» и качают «дорогую» с большими затратами.

2. На море (морском шельфе) почти всегда удельные расходы на добычу нефти выше, чем на материке. Иногда раз в 10. Однако морские разработки имеют другие преимущества, о которых мы поговорим ниже.

3. Никогда не «введитесь» на разговоры о том, что, мол, затраты на добычу составляют 1—2—3—4 долл./баррель. Это, как правило, только операционные расходы (они действительно в отдельные годы могут быть такими и даже ниже), но помимо них надо помнить о капитальных затратах, госналогах и о многих других вещах. Например, Уго Чавес любит поговорить о том, что в Венесуэле затраты на добычу нефти составляют 1,5 долл./баррель. Но в опубликованном отчете компании Petroleum de Venesuela (PDSVA) (http://www.pdvsa.com/) представлены несколько иные цифры — от 25 до 35 долл./баррель с учетом налогов.

Однако вопрос «ГДЕ» применительно к добычному активу имеет и другое, не менее важное преломление: где вообще это месторождение находится, куда добытую нефть девать, что с ней делать и сколько это будет стоить? Но об этом имеет смысл поговорить в следующем разделе.

ЧТО ВАЖНО ЗНАТЬ О РАСПРЕДЕЛЕНИИ НЕФТИ

Если выпало в Империи родиться, лучше жить в глухой провинции у моря.

Иосиф Бродский. Письма римскому другу

Строки И. Бродского как нельзя лучше иллюстрируют проблемы, связанные с логистикой нефти и нефтепродуктов. Хотя сам поэт об этом, возможно и не подозревал.

Представьте себе, что вы выбираете одно из двух месторождений, в которое хотите инвестировать. Первое находится в Восточной Сибири, что-то типа Ванкорского месторождения «Роснефти»: нефть марки Siberian Light, шикарные дебиты, операционные затраты на добычу 1 тонны нефти составляют 1000 руб., но до врезки в ВСТО надо тянуть 400—500 км трубопровода. А потом еще на танкере тащить нефть через океан до Западного побережья США.

Второе — что-то вроде месторождения, разрабатываемого, ОАО «Калининграднефть»: старое, нефть еле-еле капает, да еще какой-то непонятной марки — в документах, конечно, пишут URALS, при этом стыдливо отводя глаза. Операционные затраты на добычу 1 тонны за 5000 руб. зашкаливают. Все вроде бы плохо, но есть один нюанс: станки-качалки стоят прямо у моря, танкер чуть ли не напрямую заправляют. Да и везти недалеко — из Калининграда в Гданьск или Гамбург рукой подать.

В итоге после доставки товара покупателю валовая маржа нефтяной копании в обоих вариантах окажется одинаковой. А может, и так, что по «плохому» объекту на руках денег останется больше, чем по «хорошему». Например, у Восточно-Сибирского месторождения квота на экспорт через трубопроводную систему Транснефти составляет, скажем, только 30%, а остальные 70% надо переработать и продать на внутреннем рынке.

Иными словами, вопрос «ГДЕ» в части логистики имеет очень большое значение.

В этой связи важно понимать:

1. Общую цепочку распределения нефти. Для нефти, добытой, например, на большинстве российских месторождений, если это происходит вдали от морских портов, есть следующие возможности:

  • Сдать нефть в трубопроводную систему. Это, как правило, означает, что часть сданной нефти можно будет направить на экспорт (обычно это 25—35%). Остальные 65—75% в этом случае направляются на НПЗ на переработку, и компания получает нефтепродукты, которые может потом продать как на внутреннем рынке, так и на экспорт.
  • Доставить нефть до потребителя, минуя трубопроводную систему Транснефти, по железной дороге, либо по построенному собственному трубопроводу до ближайшего порта, либо каким-то иным способом.

2. Для большинства компаний, добывающих нефть в Поволжье, Северном Кавказе и Западной Сибири, второй вариант существенно дороже, поэтому им выгоднее работать с Транснефтью. Иное дело, если нефть добывается в Восточной Сибири (там до последнего времени экспортного трубопровода просто не было), на севере европейской части страны или на Дальнем Востоке. В этих регионах выгоднее возводить собственную инфраструктуру (тем более что в ряде случаев инфраструктура вообще отсутствует ), и, как результат, частные трубопроводы и порты растут как грибы после дождя. Нефтяные компании обзаводятся своим танкерным флотом (многие, правда, так же быстро его продают, но это уже отдельная история), создают сложные инфраструктурные сооружения (порты, мосты, железные дороги) и вкладываются в, казалось бы, непрофильные активы. Но, как правило, мотивация решения подобных сделок основана на здравом смысле.

Пока же важным представляется подчеркнуть следующее.

Анализ общей экономической эффективности любого нефтяного проекта необходимо делать только комплексно: добыча + распределение + переработка + реализация готовой продукции. Если мы вдруг теряем из виду хотя бы один из этапов в данной цепочке, то рискуем сделать неверные выводы. Отличный добывающий актив, но при этом плохо расположенный (далеко от потребителей и без развитой инфраструктуры) может легко принести вам убытки.

Что, собственно, и наблюдалось до недавнего времени, например, по восточносибирским проектам: пока не построили ВСТО, не было никакого смыла разрабатывать там запасы полезных ископаемых. Нефтяные компании больше имитировали бурную деятельность, чем реально вкладывались в разработку месторождений. Теперь, когда государство истратило деньги на магистральный трубопровод, ситуация изменилась. Все чаще можно слышать, что Восточно-Сибир­ские провинции — это магистральное направление развития нефтяной отрасли России на ближайшие 20—30 лет. По крайней мере, в части материковых проектов.

По тем же причинам у нефтяников во всем мире очень популярны морские (шельфовые) проекты. На их реализацию затрачивается средств как минимум в 10 раз больше. Для сравнения: на материке бурение и эксплуатация одной скважины редко превышает 10 млн долл.; стоимость работ по строительству морских скважин — 80 млн долл. считается относительно невысокой, а так и 200 млн долл. за скважину не предел. Зато на шельфе отсутствуют проблемы с логистикой, существенно проще с административными рисками — в отношении большинства шельфовых проектов обычно вырабатывается специальный налоговый режим, и международное право в ряде случаев имеет приоритет над национальным.



Содержание (развернуть содержание)
Финансовый бизнес не должен быть «дешевой игрушкой»
Важно правильно расставлять приоритеты
Задачи нужно решать комплексно
У России есть огромный потенциал для создания Международного финансового центра
В России нет экономики, а есть только нефть и газ
Инвесторы стали более осторожными
Социальные медиа как инструмент IR-стратегии
Улучшение ликвидности ценных бумаг за счет изменения стандарта листинга (котировального списка)
IR-кейс «IPO префов» 2010 г.
Работа над ошибками
Монетарный консерватизм Банка России: настоящее и будущее денежной политики
Как изменится цена «черного золота» в 2011 году?
Курс настоящего нефтяника.Добыча и переработка
Институциональный подход к анализу отношений регистратора и страховщиков
Обесценение активов в условиях восстановления экономики:итоги 2009 года
Оценка справедливой стоимости как эффективный инструмент управления стоимостью компании. Проведение теста на обесценение

  • Статьи в открытом доступе
  • Статьи доступны на платной основе
Актуальные темы    
 Сергей Хестанов
Девальвация — горькое лекарство
Оптимальный курс национальной валюты четко связан со структурой экономики и приоритетами денежно-кредитной политики. Для нынешней российской экономики наиболее логичным (и реалистичным) решением бюджетных проблем является девальвация рубля.
Александр Баранов
Управление рисками НПФов с учетом новых требований Банка России
В III кв. 2016 г. вступили в силу новые требования Банка России по организации системы управления рисками негосударственных пенсионных фондов.
Варвара Артюшенко
Вместе мы — сила
Закон синергии гласит: «Целое больше, нежели сумма отдельных частей».
Сергей Майоров
Применение blockchain для развития биржевых технологий и сервисов
Распространение технологий blockchain и распределенного реестра за первоначальные пределы рынка криптовалют — одна из наиболее дискутируемых тем в современной финансовой индустрии.
Все публикации →
  • Rambler's Top100