Нефтегазовая отрасль 2024: итоги, цифры, события, тренды

Уже три года российские нефтегазовые компании существуют в условиях сильного санкционного давления. Сейчас можно точно говорить, что негативные сценарии не подтвердились: добычу углеводородов удалось сохранить на высоком уровне, инвесторы не отказались от реализации проектов по освоению новых месторождений и строительству новых заводов по переработке сырья.

Конечно, остаются и сложности. Помимо санкций, это высокая налоговая нагрузка, ухудшение структуры запасов, снижение добычи из-за соглашения в рамках ОПЕК+. Так какие тенденции перевесят на чаше весов? Подводим итоги 2024 года для российской нефтегазовой отрасли.

Почему стали добывать меньше нефти?

Начать логичнее всего с показателей добычи. Пока мы можем оперировать лишь приблизительными цифрами. Так, вице-премьер Александр Новак в декабре отметил, что добыча нефти по итогам года составит 518–521 млн тонн. Напомним, что в 2023 году эта цифра была больше — 530 млн тонн.

Если говорить о газе, то его за 11 месяцев 2024 года в России добыли 641 млрд кубометров. Это уже больше, чем за весь 2023 год — тогда этот показатель составил 638 млрд кубометров. Лидер среди компаний, естественно, — ПАО «Газпром». На его долю пришлось 413,4 млрд кубометров, пишет «Коммерсантъ».

Что стоит за этими цифрами? Кажется, что причина снижения добычи нефти лежит на поверхности — это добровольные ограничения в рамках соглашения ОПЕК+. При этом российские власти весь год боролись за то, чтобы вписаться в установленные нормы. Начиная с июня, РФ не могла уложиться в квоты, выданные ОПЕК+.

Из-за этого к плановому сокращению добавляются компенсации за перепроизводство нефти в 2024 году. И «выплачивать» их придётся до июня 2026 года. Такое решение приняли на 38‑й Министерской встрече организации стран-­экспортёров нефти в декабре прошлого года.

При этом ждать позитивных изменений в ближайшие годы не стоит. Момент, когда члены ОПЕК+ смогут начать наращивать добычу постоянно, отодвигается. Последний раз это произошло как раз на декабрьской встрече, теперь это апрель 2025 года. Конечно, это решение также может быть пересмотрено в зависимости от внешней конъюнктуры.

Какие факторы подтолкнули участников картеля к тому, чтобы продлить срок действия ограничений? Среди них можно назвать опасения по росту добычи нефти в США после победы на президентских выборах Дональда Трампа. Сейчас её во многом сдерживают экологические ограничения. Кроме этого, дополнительные объёмы на рынок могут поставить Гайана и Бразилия.

Не всё ладно и со спросом. Здесь стоит учитывать риск экономического кризиса в Европе и рост популярности электротранспорта в Китае. В этих условиях не видно серьёзных предпосылок и для увеличения цены на нефть.

Инвестиции в отрасль: их много или мало?

Конечно, всё это негативным образом сказывается на российских компаниях.

2024 год, если говорить о сегменте Upstream, ознаменовался двумя тревожными тенденциями. Речь идёт о снижении показателей ввода новых нефтяных скважин и объёмов эксплуатационного бурения. В первом случае падение составило 12,3%, или 6,96 тыс. новых скважин, во втором — 1,2%, до 27,7 тыс. метров, в целом по РФ, по сравнению с показателями 2023 года, приводит цифры «Коммерсантъ».

Эксперты связывают эти цифры со снижением цен на нефть и добровольными ограничениями по добыче в рамках ОПЕК+. Партнёр Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин в интервью изданию также обратил внимание на рост себестоимости строительства скважин в условиях высокой инфляции.

Можно сказать, что эти факторы носят временный характер. Однако это повод задуматься о более фундаментальном вопросе: насколько нефтяные компании готовы финансировать новые проекты в условиях санкций?

Аналитики Kasatkin Consulting в своём «Обзоре рынков добычи и нефтесервиса — 2024» констатировали рост инвестиций в российском нефтегазе с $490 млрд в 2022 году до $560 млрд в 2024 году (ориентировочно).

В Минэнерго РФ полагают, что вложения в нефтедобычу в РФ продолжат расти в течение ближайших 25 лет, достигнув отметки в 4,5 трлн руб­лей. Об этом в ноябре прошлого года писали «Ведомости» со ссылкой на приложения к проекту Энергетической стратегии до 2050 года.

Государство также вносит свою долю: с 2015 года на импортозамещение нефтегазового оборудования было выделено 70 млрд руб­лей.

Однако если приглядеться, то цифры уже не выглядят так оптимистично.

«Несмотря на рост инвестиций, продолжается тенденция роста распределения денежного потока в пользу дивидендов и обратного выкупа акций, как следствие, доля капитальных затрат снижается и в 2023 году достигла значений ниже 50% денежного потока», — пишут авторы обзора.

Новые проекты в нефтегазе

Тем не менее крупные проекты не встали на паузу. Но далеко не все они реализовывались по плану. Яркий пример — освоение месторождения «Восток Ойл» на севере Красноярского края, которое принадлежит «Роснефти». В 2024 году проект должен был выйти на промышленную мощность. Речь шла о 30 млн тонн добытой нефти и начале отгрузок по Северному морскому пути.

Однако этим планам не суждено было сбыться. Согласно отчёту компании, за первое полугодие 2024 года так и не удалось запустить Пайяхскую группу месторождений в промышленную эксплуатацию. К середине лета всё ещё не были готовы нефтеналивной причал и приёмно-­сдаточный пункт нефти в порту «Бухта Север».

Именно с отставанием от графика источники «Коммерсанта» связывали смену руководства на месторождении летом прошлого года.

«Восток Ойл» был не единственным крупным проектом для «Роснефти» в 2024 году. Также компания продолжила промышленное освоение Уватского проекта. В марте началась добыча на Северо-­Немчиновском месторождении, а в сентябре была получена первая нефть на Южно-­Венихъяртской площади.

2024 год также ознаменовался выводом Чаяндинского месторождения на проектную мощность в 25 млрд кубометров газа. Весь указанный объём отправится через «Силу Сибири» на Амурский ГПЗ и на экспорт в Китай. Напомним, Чаяндинское месторождение находится в Якутии и обладает колоссальными запасами газа — 1,2 трлн только по категориям B1+B2.

Кроме этого, в минувшем году продолжилась реализация сразу нескольких крупных проектов в сегменте Downstream. В июле пресс-­служба Амурского ГХК отчиталась о завершении половины строительных работ на объекте, а к концу года на предприятии рассчитывали достичь показателя в 60%. Завод возводит «СИБУР» вместе с китайской компанией Sinopec.

Завершение его строительства позволит организовать на Дальнем Востоке кластер по глубокой переработке газа. Газ с Чаяндинского и Ковыктинского месторождений будет поступать на Амурский ГПЗ, а выделенные из него компоненты — на Амурский ГХК, где будут производить продукцию высоких переделов. В минувшем году комбинат подключили к трубопроводу «Сила Сибири».

Ещё один газоперерабатывающий комплекс в Усть-­Луге возводится «РусХимАльянсом» (совместным предприятием «Газпрома» и «РусГазДобычи»). На совещании по итогам года в декабре глава «Газпрома» Алексей Миллер отметил, что статус готовности ГПК на сегодняшний день составляет уже 46%.

Ключевая сложность — в оборудовании. Изначально ожидалось, что его поставит немецкая Linde, но из-за санкций это так и не было сделано в полном объёме. Впрочем, в «Газпроме» заявили, что новые подрядчики уже определены. Сейчас в качестве возможной даты ввода ГПК в эксплуатацию называют 2027 год.

Непростая судьба «Арктик СПГ — 2»

А вот в части производства СПГ дела обстоят не так хорошо. Здесь крупнейший новый проект — это «Арктик-­СПГ — 2» «Новатэка». В июле компания отчиталась о начале буксировки второй линии завода к полуострову Гыдан, где и осуществляется сжижение природного газа. А в августе Bloomberg со ссылкой на данные сервиса отслеживания судов сообщил, что платформа достигла места назначения.

Но дальнейшие перспективы проекта покрыты туманом неопределённости. Причина очевидна — санкции. Так, из-за трудностей с получением оборудования «Новатэк» на два года перенёс срок ввода в эксплуатацию третьей линии завода. По новым данным, это произойдёт не раньше 2028 года.

Не менее острая проблема — сбыт продукции. Напомним, в ноябре прошлого года «Арктик СПГ — 2» оказался под санкциями США, из-за чего возникли проблемы с транспортировкой грузов: южнокорейская верфь отказалась поставлять заказанные танкеры российской компании, а иностранные партнёры проекта не смогли ими воспользоваться из-за рисков вторичных санкций.

В результате в октябре Bloomberg писал, что работа завода была приостановлена. Соответственно, снизилась и добыча: с 12,1 до 5,3 млн кубометров.

В этих условиях «Новатэк» пересмотрел планы и в отношении других проектов. Работы по «Мурманскому СПГ» и «Обскому СПГ» приостановлены, а Обский ГХК меняет планы по выпуску продукции, писал «Коммерсантъ» осенью прошлого года.

И снова о санкциях

Если говорить о санкциях в целом, то здесь год вышел не таким «богатым» на события, как 2022 и 2023. Ключевым моментом стала борьба за соблюдение введённых ранее ограничений. Можно вспомнить санкции против «Газпромбанка», которые вынудили власти РФ обновить схему оплаты экспортного газа.

Здесь стоит выделить другой любопытный тренд: постепенно борьба переходит в залы судебных заседаний. Так, резонанс вызвало решение Арбитражного суда Санкт-­Петербурга и Ленобласти о запрете Linde продолжать отстаивать свои интересы в Гонконгском международном арбитражном центре и в Высоком суде Специального административного района Гонконга, а также подавать новые иски по делу о недопоставке оборудования для газоперерабатывающего комплекса в Усть-­Луге.

Позднее тот же орган удовлетворил иск «Газпрома», где газовый холдинг требовал запретить OMV Exploration & Production GmbH продолжать отстаивать свои интересы в Международном арбитражном суде Международной торговой палаты.

В то же время Wintershall Dea собирается через суд вернуть контроль над российскими проектами.
Представитель адвокатского бюро «Гуцу, Жуковский & партнёры» Павел Сёмин в интервью порталу nprom.ru отметил, что, добиваясь решения о запрете рассматривать дело в иностранных судах, скорее всего, истцы на их исполнение и не рассчитывали.

Однако такой вариант позволит обеспечить себе страховку на будущее: если иностранный суд встанет на сторону европейских контрагентов, то исполнять его на территории России, скорее всего, не придётся.

Можно предположить, что это лишь первые из множества исков, которые стороны подадут в адрес друг друга. Поспешный исход иностранных компаний из России породил множество правовых неопределённостей. Сейчас этот вопрос не кажется важным, но с изменением геополитической обстановки его актуальность может сильно вырасти.

Насколько непосильно налоговое бремя?

Традиционно одной из животрепещущих вопросов стало налогообложение нефтегазовой отрасли. С одной стороны, финансовый блок правительства постоянно находится в поисках дополнительных источников дохода для бюджета. И добывающие компании здесь — один из самых очевидных вариантов. С другой стороны, корпорации задействуют свои лоббистские возможности, чтобы не просто не допустить увеличения налогового бремени, но и получить новые льготы. 2024 год с этой точки зрения не стал исключением.

В этих условиях серьёзный резонанс вызвала публикация отчёта SberCIB в «Ведомостях». Аналитики оценили среднюю налоговую нагрузку в отрасли в 76% от прибыли компаний.

Самый высокий показатель у «Роснефти»: 79% доходов госкорпорации идут на пополнение бюджета в виде различных сборов. «Сургутнефтегаз», «Газпром», «Лукойл», «Татнефть», «Газпром нефть» отчисляют в казну больше 70% доходов. Исключение — «Новатэк», здесь речь идёт о 50% прибыли.

Для сравнения: в горнодобывающем секторе налоговая нагрузка составляет в среднем 28% прибыли, отметили авторы отчёта.

Всего за 11 месяцев 2024 года в бюджет поступило 10,3 трлн нефтегазовых доходов. При этом план на год составлял 11,3 трлн руб­лей, писал «Коммерсантъ».

Неудивительно, что нефтяные компании неоднократно поднимали вопрос о смягчении налоговой нагрузки. В рамках Восточного экономического форума председатель правления ПАО «Газпром нефть» Александр Дюков предложил расширить периметр действия НДД для стимулирования разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, особенно в новых регионах добычи.

По словам топ-менеджера, это обеспечит мультипликативный эффект для отрасли: высвободившиеся деньги ВИНК будут вкладывать в развитие отечественных нефтесервисных технологий. Кроме этого, руководство «Газпром нефти» ратует за создание механизмов стимулирования применения ХМУН (химических методов увеличения нефтеотдачи). В компании рассчитывают, что вопрос будет решён в 2025 году.

На форуме TNF заместитель председателя правления «Новатэка» Владимир Кудрин предложил отказаться от точечных преференций в пользу индивидуальных налоговых режимов.

«Не получится у нас постоянно просить льготы. Нужно полностью реструктурировать систему налогообложения, которая была создана под простые запасы и с простыми подходами. (Нужно, — прим. ред.) сделать её по образцу иностранных компаний, которые стимулируют недропользователей к разработке трудноизвлекаемых запасов. Сейчас этого у нас нет», — считает г-н Кудрин.

Кроме этого, представитель «Новатэка» говорил о том, что льготы пора вводить не только для нефти, но и для газа. По его словам, к 2035 году высоки риски снижения добычи как раз из-за дефицита рентабельных запасов.

Налоговых послаблений в 2024 году просили не только в ВИНК, но и независимые нефтегазовые компании (ННК). В сентябре представители ассоциации «АссоНефть» заявили, что те ННК, которые не используют режим НДД, отдают 80–88% в государственную казну.

В результате за 2022–2023 производство нефти в небольших компаниях сократилось на 18,7%. А за 6 месяцев 2024 года — ещё на 5,6%. В ассоциации это объясняют нехваткой средств на своевременный ремонт скважин и разведочное бурение.

Налоговых льгот ждут не только в добыче, но и в переработке углеводородов. Пока компании не готовы вкладываться в модернизацию НПЗ без господдержки. Яркий пример: в июле в «Лукойле» заявили, что собираются обновить комплекс глубокой переработки нефти на Волгоградском НПЗ.

Однако в текущих условиях замена оборудования не принесёт прибыли, констатировали в компании. Выход в «Лукойле» видят в продлении сроков программы модернизации НПЗ до 2033 вместо 2027 года. До этого с похожими предложениями выступала «Роснефть».

В результате в июле вице-премьер Александр Новак поручил Минэнерго и Минфину ещё раз проработать предложения компаний и внести изменения в налоговое законодательство. В сентябре стало известно, что, если инициативы ВИНК будут поддержаны, это обойдётся бюджету в 210 млрд руб­лей ежегодно, писал «Коммерсантъ».

Какие льготы получили нефтегазовые компании?

Впрочем, налоговая нагрузка на компании не только росла. 2024 год в очередной раз подтвердил широкие лоббистские возможности ВИНК. Так, после выступления главы «Роснефти» Игоря Сечина для месторождения «Восток Ойл» оставили ставку налога на прибыль в 20%, тогда как для других организаций с 2025 года она должна вырасти до 25%.

В июле Госдума приняла ряд налоговых послаблений для нефтяных компаний. Речь идёт об обнулении НДПИ при использовании газа и конденсата для поддержания пластового давления при добыче углеводородов.

Ранее нулевую ставку можно было получить только при добыче конденсата. Новые условия начнут действовать с 2025 года, писал ТАСС. Также были утверждены адресные льготы для «Роснефти» и «Иркутской нефтяной компании». А в рамках осенней сессии парламента было отменено повышение НДПИ для «Газпрома».

В ноябре стало известно, что Минфин РФ рассматривает возможность обнуления ставки НДПИ на добычу трудноизвлекаемого газа на Ямале. Правда, стоит учитывать, что параллельно ведомство предлагает отменить налоговый вычет на газовый конденсат, который идёт на производство ШФЛУ, и увеличить налог на прибыль для месторождения им. В. Филановского с 1 января 2025 года с 34 до 40%.

Резюмируем: налоговая нагрузка на отрасль сильно выросла за последние годы, но в 2024 году компаниям удалось частично «отыграть» свои потери. Однако нужно понимать, что льготы распространяются преимущественно на месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, многие из которых находятся в новых провинциях и не имеют инфраструктуры.

Важность этих инвестиций сложно преувеличить. От них зависит добыча углеводородов в ближайшие десятилетия. Однако выпадающие доходы не могут быть слишком большими, а это значит, что налоговое бремя на браунфилды в ближайшие годы будут только расти.

А ведь именно зрелые месторождения сегодня обеспечивают основную маржу для компаний. Так что, несмотря на новые льготы, сложившийся паритет в налоговом законодательстве вряд ли устраивает руководство ВИНК.

Российская нефтепереработка: запрет на экспорт бензина и атаки беспилотников

Насыщенным выдался год в сегменте нефтепереработки. Пожалуй, главное событие здесь — запрет на экспорт бензина, введённый 1 марта. Такие суровые меры объяснялись высоким сезонным спросом на топливо и плановыми ремонтами на НПЗ. Из-за риска затоваривания НПЗ его временно приостановили с 20 мая.

Но в августе власти РФ вновь ввели мораторий, на этот раз до конца года. В декабре его сняли для предприятий, производящих более 1 млн тонн топлива в год. Такое решение было принято для недопущения серого экспорта бензина, писали «Ведомости».

На выработке бензина не могли не сказаться и атаки беспилотников на перерабатывающие заводы. В числе пострадавших оказались Нижегородский, Рязанский, Куйбышевский, Сызранский, Славянский НПЗ. В марте прошлого года Reuters сообщал, что в России в результате ЧП на НПЗ вышли из строя 7% мощностей.

Возможности для производства нефтепродуктов сократились на 4,1 млн тонн. В апреле агентство писало уже о 14% мощностей, повреждённых из-за атак беспилотников. Правда, на 4% из них выработку нефтепродуктов удалось восстановить.

В целом российские НПЗ показали достаточно высокую устойчивость к подобного рода угрозам. Атаки дронов не привели к коллапсу в российской нефтепереработке, а их последствия, как правило, достаточно быстро устранялись. В ноябре, выступая на форуме «Валдай», Александр Новак отметил, что по итогам года снижение производства на НПЗ ожидается в пределах 1–2%.

Напомним, в 2023 году НПЗ произвели нефтепродукты из 275 млн т нефти. В свою очередь, Росстат подсчитал, что производство бензина из-за атак беспилотников снизилось на 1,3%, дизтоплива — на 2,2%. А аналитики Kpler прогнозировали, что НПЗ, несмотря на все сложности, могут выйти на рекордный уровень переработки — 5,6–5,7 млн б/с (278–283 млн т).

Смотрим в будущее

Подведение итогов года — это всегда и попытка заглянуть в будущее. С этой точки зрения символично, что в 2024 году составляли новую Энергетическую стратегию до 2050 года. Предполагается, что к середине столетия в России будет добываться 540 млн тонн жидких углеводородов и 900 млрд кубометров газа. Такие цифры назвал заместитель министра энергетики Эдуард Шереметцев на Международном энергетическом форуме Energy Space — 2024.

Для достижения этих целей, по словам заместителя генерального директора по развитию АНО ИНТИ Рустама Гилемханова, в рамках Стратегии подразумевается реализация проектов по следующим направлениям:

• освоение шельфа;
• большая химия;
• новые районы добычи;
• современные НПЗ;
• логистика;
• киберТЭК;
• повышение коэффициента отдачи нефти;
• освоение трудноизвлекаемых запасов;
• создание производств малотоннажной химии.

В свою очередь, руководитель Центра компетенций технологического развития ТЭК ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России Олег Жданеев в своём выступлении на Промышленно-­энергетическом форуме TNF выделил три приоритета Стратегии:

• обеспечение потребителей энергоносителями на внутреннем рынке и за рубежом;
• экономическая целесообразность;
• технологический суверенитет.

Последний пункт он расшифровал как «способность разрабатывать, производить, эксплуатировать, оказывать сервисное обслуживание».

Об успехах в импортозамещении российские власти говорят, начиная с 2014 года. Но, пожалуй, только в 2024 году речь зашла о высокотехнологичном оборудовании для бурения и добычи.

О ключевых достижениях в этой области на Технологическом саммите TNF рассказал Рустам Гилемханов. В геологоразведке это кабельно-­бескабельный сейсморегистрирующий комплекс и геленаполненная коса. В сегменте «бурение и добыча на суше» стоит отметить создание первого отечественного флота ГРП и роторно-­управляемой системы 120 мм. Для шельфовых проектов была создана роторно-­управляемая система 170 мм.

Отечественное оборудование появилось и для перерабатывающих предприятий. Речь идёт о мембранной системе хранения и транспортировки СПГ, пневматических шаровых кранах выгрузки пропилена, системах гидрорезки кокса.

К 2030 году в России намерены заместить до 90% оборудования для бурения. Такие цифры назвал Александр Новак во время Российской энергетической недели. Достичь этих целей планируют с помощью соглашений, которые крупные компании отрасли подписали с Минпромторгом. А оборудование для СПГ планируют разрабатывать в рамках нацпроекта «Новые атомные и энергетические технологии».

А вот насколько удастся реализовать эти планы, покажет только время.

Текст: Андрей Халбашкеев.
Фото: gazprom.ru.