В докладе Международного энергетического агентства (МЭА) «Мировые энергетические инвестиции 2019» отмечается, что инвестиции в разведку и добычу нефти и газа в 2018 году выросли на 3,7%, достигнув $477 миллиардов. Это связано с ростом цен на энергоносители, продолжающимся увеличением добычи сланцевого газа, а также с распространением проектов с более короткими сроками строительства. Согласно прогнозам экспертов агентства, в нынешнем году инвестиции вырастут — на 5,9%, до $505 миллиардов.
Интерес к шельфу бьет рекорды
В 2018 году инвестиции в энергетику, снижавшиеся с 2015 года, по данным МЭА, стабилизировались на уровне $1,85 миллиарда. Инвестиции в добычу угля в 2018 году выросли на 2,6%, до $80 млрд, причем это первый рост показателя с 2012 года.
Инвестиции в электроэнергетику в 2018 году, по данным агентства, снизились на 1% и составили $775 млрд, таким образом, несмотря на некоторое снижение, этот сектор продолжает лидировать. Также снизились вложения в возобновляемые источники энергии на 1%, до $304 млрд, так как рост мощностей стабилизировался, а затраты на внедрение некоторых технологий стали снижаться.
Согласно данным норвежской консалтинговой компания Rystad Energy, в первом полугодии 2019 года приняты решения по новым проектам на шельфе общей стоимостью более $50 миллиардов. В июле Saudi Aramco сообщила о заключении с сервисными компаниями контрактов на $18 млрд, направленных на развитие добычи в рамках морских проектов Marjan и Berri. Кроме того, было объявлено о планах подписания ещё трёх крупных договоров на разработку морских месторождений Zuluf, Abu Safah и Safaniyah.
Rystad Energy прогнозирует дальнейший рост вложений в шельф — до $123 млрд по итогам 2019 года. Это значительно превышает рекордный уровень 2014 года, когда компании в течение года направили в морские нефтегазовые проекты $78 миллиардов.
Неопределенность на рынке и недостаток политической воли
После резкого падения цен на нефть в конце 2014 года иностранные компании последовательно снижали операционные и капитальные затраты, при этом из‑за роста эффективности им удавалось демонстрировать прирост добычи.
В 2017 году, по данным Минэнерго России, инвестиции в добычу нефти крупнейшими нефтегазовыми компаниями выросли на 19%, что соответствует данным МЭА. По мнению экспертов, рост инвестиций в первую очередь связан с подготовкой к запуску новых крупных месторождений.
Вложения в энергетику сейчас находятся в условиях беспрецедентной неопределенности, с изменениями на рынках, в политике и в технологиях, подчёркивают эксперты МЭА. Интерес к низкоуглеродному сектору — возобновляемой энергетике — постепенно снижается по сравнению с 2015 годом, когда было подписано Парижское соглашение по климату.
В этой ситуации, по мнению специалистов агентства, если бы политической воли было больше, то картина сложилась бы иной. Поэтому ответственность за инвестиционные потоки и то, в каком направлении они движутся — всё это напрямую зависит от консолидированной позиции ведущих держав.
Зависимость от цены на нефть
Лидером по инвестициям в энергетический сектор в 2018 году, как и прежде, стал Китай — $375 миллиардов. В США они достигли $350 миллиардов. В России объем средств в энергетический сектор за этот период превысили $100 миллиардов.
Корреляция между ценами на нефть и инвестициями нефтегазовых компаний изменилась, отмечают эксперты МЭА. Раньше была прямая зависимость — росли цены на нефть, а за ними увеличивался объём инвестиций, и наоборот. Но с 2016 года стоимость значительно возросла, а инвестиции в общемировом масштабе остались практически на том же уровне. Такая же картина наблюдалась в 2018 году, когда финансирование выросло на 3%.
В нашей стране другая ситуация. Российские нефтегазовые компании, согласно данным МЭА, значительно увеличили инвестиции в добычные проекты. В 2017 году показатели увеличились на 38%, до $58 млрд, подсчитали аналитики агентства. При этом в среднем в мире инвестиции в такие проекты за этот же период выросли на 3,7%, до $450 миллиардов. В Европе, США и на Ближнем Востоке вложения в 2017 году даже снизились на 1–16%, выросли в Китае и Латинской Америке.
Санкции давят
Эксперты Аналитического кредитного рейтингового агентства (АКРА) отмечают, что санкции против российской нефтяной отрасли скажутся на добыче в 2020 году. После их введения в период с 2014 года по 2015 год ряд долгосрочных проектов по освоению новых нефтяных месторождений был отменён. В частности, это затронуло 9 совместных с ExxonMobil проектов «Роснефти», что для американской корпорации означало потерю инвестиций, а для российской — поиск новых инвесторов.
Лицензионные участки, эксплуатация которых началась после 2013 года, должны способствовать увеличению общего объёма добычи в период с 2019 года по 2020 год, однако в двадцатые годы понадобятся новые технологические и инвестиционные стимулы как для зрелых, так и для новых месторождений.
Согласно оценкам АКРА, в 2019 году инвестиции нефтяных компаний достигнут пика, затем станут сокращаться и за четыре года упадут с 3,8 трлн до 3,3 трлн рублей. Уже вложенные средства позволят в период с 2021 года по 2022 год вывести добычу жидких углеводородов в РФ на исторический максимум — 575 млн тонн. Затем производственные показатели пойдут на спад.
Эту точку зрения разделяют и представители государственных органов власти.
Согласно подсчётам Минприроды, добыча нефти выйдет на пик в 562 млн т к 2020 году, и этот показатель продержится до 2022 года. В дальнейшем добыча сократится до 558 млн тонн.
Передовые методы управления проектами
Российские нефтегазовые компании, по мнению экспертов PricewaterhouseCoopers (PwC), часто разрабатывают разные стратегии управления на уровне корпорации и дочерних компаний. Расхождения возникают из‑за некорректной расстановки приоритетов проекта. В результате дочерние компании, работающие в одной отрасли, могут предъявлять различные требования к доходности в рамках схожих проектов. Из-за этого, как правило, увеличиваются расходы, которые подразумевают привлечение дополнительных инвестиций.
Управление масштабными инвестиционными проектами, по мнению экспертов PwC, должно находиться в едином центре. Успешным примером может служить разработка газового месторождения Тролль на шельфе Северного моря у берегов Норвегии. Партнеры по СП согласились с тем, что NorskeShell будет основным оператором, а Statoil — ведущим оператором по добыче, и решили, что основной оператор не будет диктовать решения по проектированию и реализации.
После принятия общей стратегии компании готовят конкретные проекты. Проводят проектно-изыскательские работы, которые предусматривают планирование во избежание дополнительных инвестиционных вложений. Так, например, компания Total, столкнувшись с необходимостью сокращения расходов по проекту Каомбо у побережья Анголы, изменила подход к техническим условиям проекта и использованию оборудования. Было решено модернизировать имеющееся оборудование вместо закупки и приобретения нового, что позволило сэкономить $2 миллиарда.
Неудачи австралийского проекта Горгон
При реализации инвестиционных проектов, у нефтегазовых компаний, как правило, возникают сложности, отмечают эксперты PwC. Они считают, что проблемы управления и контроля эффективности происходят из‑за нечеткого распределения ответственности за стратегические и операционные решения, особенно если проект является совместным предприятием. Помимо этого проблемы часто возникают из‑за недостаточно продуманного или поспешного планирования, также из‑за слишком оптимистичных оценок сроков, необходимых ресурсов и технических возможностей, а также из‑за неэффективных закупок и логистики.
Некоторые инвестиционные проекты очень рискованы и приводят к значительному перерасходу средств, срыву сроков, что нередко заканчивается неудачей. Так, например, при реализации проекта американской компании Chevron по разработке газового месторождения Горгон в Австралии, перерасход средств, по данным PwC, составил 41%. Проект строительства завода СПГ мощностью 15,6 млн т в год Горгон на острове Барроу у северо-западного побережья Западной Австралии был утвержден в 2009 году. Срок начала отгрузки СПГ был сдвинут с 2015 года на 2016 год. В течение 2016 года завод трижды останавливал работу.
Медленный процесс принятия решений, низкая эффективность операций в сфере закупок и логистики привели к срывам графиков реализации австралийского проекта. Это стало ясно после того, как был выполнен анализ австралийского проекта Горгон по заказу Международной федерации работников транспорта. Он показал, что суда, перевозившие основное оборудование, простаивали в портах по нескольку дней в связи с нехваткой мест для разгрузки, что приводило к ежедневным потерям в размере $500 тысяч.
В результате Chevron отказалась от реализации крупных проектов по производству СПГ в Западной Австралии. Компания не будет расширять этот проект для увеличения экспорта, потому что она нацелена на повышение финансовой отдачи от $88 млрд инвестиций. После этого случая Chevron ориентируется на инвестиции, которые сможет вернуть в относительно короткие сроки.
Классический пример проблем в управлении — перерасход 223%
При разработке нефтяных месторождений Каспийского моря в Казахстане под управлением оператора North Caspian Operating Company (NCOC) перерасход составил в 223%. После запуска в эксплуатацию гигантского нефтегазового месторождения Кашаган в казахстанском секторе Каспийского моря возник целый ряд сложностей, связанных с его освоением, включая погодные условия Северного Каспия.
При реализации этого проекта отсутствовал четко определенный проектный центр, отвечающий за окончательное утверждение. Анализируя ситуацию, эксперты PwC отмечают, что, как правило, один из операторов традиционно играет ведущую роль, предлагая план развития, определяя программу действий и обеспечивая личную заинтересованность в проекте и поддержку со стороны всех партнеров. Однако такая модель не полностью учитывает стратегические планы других партнеров, что приводит к задержкам в согласовании, особенно при высоких рисках.
Проект Кашаган в Казахстане стал классическим примером таких проблем в управлении. Каждый из партнеров — Royal Dutch Shell, Eni, Total, ConocoPhillips и правительство Казахстана — все имели собственные внутренние комитеты управления, процедуры аудита и линии связи, что значительно усложняло согласование по важнейшим планам и процедурам.
Крупные проекты в нефтегазовой отрасли сталкиваются с рисками по самым разным причинам. Из-за изменения внутриполитической ситуации, рост цен на сырье и оборудование, локальные запреты на использование тех или иных технологий являются внешними по отношению к компании и находятся за рамками ее контроля. Однако большинство проблем являются внутренними, подчёркивают эксперты PwC, как следствие несовершенных технологий работы и организационных ошибок. Именно так и произошло после запуска в эксплуатацию гигантского нефтегазового месторождения Кашаган.
Миллиарды долларов списали у берегов Аляски
На проект Royal Dutch Shell по бурению арктического шельфа у берегов Аляски было потрачено свыше $4,1 миллиарда. Тем не менее компания остановила работы по разведке нефтегазовых месторождений в этом месте. Причинами такого решения стали неудовлетворительные результаты разведки ключевой скважины в Чукотском море и высокая стоимость работ.
По заявлению самой компании, ей не удалось найти достаточное количество нефти и газа в скважине Burger J в 150 милях от города Барроу, чтобы продолжить исследования. В итоге пришлось списать в общей сложности $4,1 млрд потраченных на разведку. Решение прекратить разведку обусловлено высокими издержками проекта и непредсказуемостью нормативно-правовой базы относительно шельфа в штате Аляска.
Окончательно компания приостановила работы после того, как ее буровая установка Kulluk оторвалась во время шторма от буксировочного судна, начала дрейфовать и села на мель. В компании признали, что никто не знает, как очищать нефть с плавающих ледяных массивов и битого льда. Починка буровой установки обошлась в $50 миллионов.
Правильно оценить затраты в Арктике чрезвычайно сложно, показывает опыт Норвегии. Так, на месторождении Skarv в Норвежском море бюджет был превышен на 11,5 млрд норвежских крон, или на 32,4% от первоначальной сметы. Операторам проекта пришлось внести изменения в инженерию подводных конструкций и программу буровых работ. Похожая судьба постигла итальянскую компанию Eni на месторождении Goliat в Баренцевом море. Строительство подводного завода по сжижению газа Statoil на месторождении Asgard в Норвежском море обошлось дороже, чем полагал парламент, заложивший в бюджет 15,7 млрд норвежских крон. Британская Cairn Energy потратила $1 млрд на геологоразведку у берегов Гренландии, но коммерческих запасов нефти так и не обнаружила.
«Тише едешь — дальше будешь» — на заметку инвесторам
Повышение эффективности процессов планирования и реализации проектов может сберечь миллиарды долларов, отмечают эксперты PwC. Большинство возникающих проблем могут быть выявлены еще на ранних стадиях планирования проекта. Давление со стороны акционеров и других участников проекта вынуждает его руководителей сократить время, выделенное на детальное планирование, что приводит к ошибкам при подготовке экономического обоснования и недостаточно качественному планированию.
Руководитель японской компании, участвовавший в реализации одного из российских проектов, отметил, что разработка предварительного плана заняла более девяти месяцев. Но, когда после этого японцы провели дополнительно работу по анализу экологической ситуации и нормативных требований в данном регионе, то выяснилось, что проект можно реализовать только при использовании очень дорогостоящих технологий.
Таким образом, предварительное планирование заняло много времени, однако выявило необходимость выбора другого участка и позволило компании сберечь миллионы долларов, то есть значительно снизить первоначальный объем инвестиций.