Цифрой по скважине. Новые технологии обойдутся нефтяникам в 24 трлн рублей

Цифровая трансформация нефтяной отрасли, о которой в РФ задумались десять лет назад, потребует 24 трлн руб. до 2035 года, но будет приносить отрасли и экономике в целом до 6,5 трлн руб. в год, рассчитали в Vygon Consulting. Для реализации такого сценария нефтяники должны сохранять инвестиции не менее 1,4 трлн руб. при росте эффективности CAPEX, около 5% тратя на цифровые технологии. Угрожает успеху цифровизации в первую очередь риск новых технологических санкций.

Внедрение цифровых решений в нефтегазодобычу в РФ находится на начальной стадии, а на полноценный переход к «цифровой трансформации» до 2035 года потребуется 24 трлн руб., говорится в исследовании Vygon Consulting (есть у “Ъ”). По расчетам экспертов, это принесет отрасли и государству 6,5 трлн руб. и станет драйвером для смежных сегментов.

Как поясняет соавтор исследования Дарья Козлова, основные вложения связаны с традиционными технологиями, на цифровизацию приходится не более 5%. Для цифрового сценария необходимо по меньшей мере сохранение капзатрат в разведку и добычу, но есть риски, в том числе связанные с угрозой новых санкций, к которым отрасль не готова в связи с медленным импортозамещением и отсутствием четкой стратегии развития технологий (в феврале из-за санкций отношения с контрагентами из РФ начала, например, пересматривать Oracle). Сохраняются риски увеличения налоговой нагрузки: она ежегодно росла за счет повышения НДПИ (в 2019–2024 годах увеличится из-за завершения налогового маневра) и внеплановых изъятий в бюджет. Есть и общие проблемы в экономике: недостаточные стимулы для вложений в НИОКР, неразвитый рынок капитала, отсутствие венчурной инфраструктуры, слабая конкуренция в нефтесервисе.

При снижении CAPEX в сценарии цифровой трансформации средние инвестиции в добычу составят 1,4–1,5 трлн руб. в год, что немного выше 2017 года (1,3 трлн руб.), поясняет госпожа Козлова. Если роста эффективности не будет, то надо найти порядка 500–700 млрд руб. в год для сохранения уровня добычи сценария цифровизации.

С учетом истощения традиционных запасов и роста доли трудноизвлекаемых нефтяники стараются расширить число «интеллектуальных» месторождений, в первую очередь для оптимизации затрат и снижения геологических рисков, но пока проектов немного. Сейчас в РФ более 40 таких месторождений с добычей порядка 140 млн тонн нефти (около четверти от добычи РФ; это в основном тризы — трудноизвлекаемые запасы — и шельф). Эти технологии появились в РФ только в конце 2000-х годов с приходом Shell и BP, впервые применены на Салымской группе месторождений (СП Shell и «Газпром нефти»).

По мнению госпожи Козловой, цифровизация — долгосрочный тренд и основное ее влияние будет за горизонтом 2025 года. При цифровизации потенциал добычи нефти и конденсата в РФ эксперты оценили до 720 млн тонн, но из-за ограничений трубопроводов к 2035 году можно добыть лишь 607 млн тонн. Сохранение текущих технологий сулит падением до 520 млн тонн. Лидерами по доле интеллектуальных решений в добыче (45–53%) и запасах (около 30%) выступают «Газпром нефть» и «Татнефть», немного отстает «Роснефть».

Цифровизация будет способствовать снижению цены на нефть от $59 до $40 за баррель в 2020–2035 годах. По мнению Vygon Consulting, для компаний РФ потери компенсируются девальвацией рубля, в действующих налоговых условиях при потенциальном снижении затрат на бурение на 10–15% доля рентабельных тризов и доразведываемых активов может вырасти до 70–80%. Цифровизация поможет быстрее и дешевле адаптировать новые технологии для низкопроницаемых коллекторов, тюменской свиты и высоковязкой нефти. В итоге увеличится проектный коэффициент извлечения нефти с таких активов с 25–30% до средних по РФ 36%.

По мнению Романа Самсонова из бизнес-школы «Сколково», перевод к 2035 году эксплуатационного фонда на цифровые технологии — слишком оптимистичная задача. Он отмечает, что показательна мировая динамика цифровизации скважин: на начало 2015 года их было 15 тыс., в России — не более 2 тыс., далее темпы стали резко отличаться. Shell уже в 2016 году перевела на онлайн-управление в режиме реального времени почти все 20 тыс. скважин, к этому приближается и BP.

Дмитрий Козлов