Сколько стоит добыча нефти в России

На фоне падения нефтяных цен выросла актуальность вопроса себестоимости добычи для нефтяных компаний. В то время как одни компании вполне могут продолжать деятельность в существующих условиях, другие оказались перед лицом серьезных убытков и даже могут законсервировать наименее эффективные проекты. Разбираемся, как оценивать себестоимость добычи и о каком порядке цифр идет речь.

Под себестоимостью добычи часто могут подразумеваться разные цифры. В общем случае можно выделить три категории расходов на добычу нефти:

Затраты на подъем (Lifting costs) — непосредственные расходы на подъем барреля нефти из недр земли на поверхность. Сюда входит стоимость эксплуатации скважин, в том числе затраты на рабочую силу, электроэнергию и техническое обслуживание.

Затраты на разведку (Exploration costs) — затраты, связанные с поиском новых углеводородных месторождений. Сюда входят расходы на геологические изыскания и научные исследования, а также затраты на бурение новых скважин.

Налоги, за исключением налога на прибыль (Non-income related taxes) — налоговая нагрузка, не зависящая от размера прибыли. Она может различаться как от государства к государству, так и от месторождения к месторождению внутри одной и той же страны из-за различных льгот. В России нефтяные компании платят налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), акциз, а также налоги на имущество и экспортные пошлины.

В совокупности эти три категории дадут нам величину полной себестоимости добычи одного барреля нефти. С учетом того, что нефть редко добывается в чистом виде и чаще всего входит в состав смеси вместе с природным газом и газовым конденсатом, для многих проектов корректнее говорить о себестоимости барреля нефтяного эквивалента (б.н.э. или boe — barrel of oil equivalent)

1 б.н.э = 1 баррель нефти = 5800–6000 куб. футов природного газа

Разумеется, помимо перечисленных выше расходов, каждая компания несет и другие издержки: коммерческие и административные расходы (SG&A), финансовые расходы, амортизацию и другие расходы, которые можно отнести к косвенным. Для компаний сегмента E&P, которые занимаются только разведкой и добычей, эти расходы могут включаться в себестоимость добычи, в то время как для интегрированных нефтегазовых компаний они должны распределяться по разным сегментам: разведка и добыча, нефтепереработка, транспортировка и др.

Таким образом, понятие себестоимости добычи очень емкое и может включать в себя разные параметры, в зависимости от методологии и целей расчета.

Для общего представления о себестоимости добычи в разных странах приведем расчеты, которые были произведены аналитическим агентством IHS Market по заказу Саудовской Аравии перед IPO Saudi Aramco. Аналитики агентства оценивают после налоговую цену безубыточности для новых проектов, которые были начаты в 2019 г. в разных странах мира.

Желтыми точками отмечено среднее значение для конкретной страны, зеленые столбики гистограммы показывают разброс значений. Onshore и offshore означает наземный и морской проект соответственно.

Эта диаграмма хорошо демонстрирует причину, по которой при текущих ценах на нефть ниже $30 за баррель Brent большинство нефтяных компании мира сокращают инвестиции в новые проекты. В то же время надо отметить, что приведенные данные справедливы лишь для молодых проектов. На более зрелых месторождениях добыча может быть существенно дешевле.

Себестоимость добычи российских компаний

Замминистра энергетики РФ Павел Сорокин в интервью Reuters рассказал, что себестоимость добычи в России, включая операционные (OPEX) и капитальные (CAPEX) затраты, находится на уровне $9–20 за баррель в зависимости от проекта.

«OPEX составляет от $3–8 на баррель в среднем на большей части месторождений. CAPEX на баррель будет $4–8. В среднем OPEX + CAPEX — от $9–10 до $15–20 (за баррель) плюс транспорт», — приводит слова Сорокина Reuters.

Согласно расчетам Bloomberg, проведенным на основании данных отчетности МСФО за 2019 г., стоимость добычи барреля нефти у трех крупнейших российских компаний не превышает $12 за баррель. Для Роснефти эта цифра составляет $11,3 за баррель ($3,8 OPEX и $7,5 CAPEX), для Лукойла — $10,2 за баррель ($3,7 OPEX и $6,5 CAPEX), для Газпром нефти — $9,8 за баррель ($3,8 OPEX и $6 CAPEX).

Также эксперты Bloomberg указывают на преимущества российских компаний перед саудовской добычей — это гибкая налоговая политика и плавающий курс рубля. Основные расходы компании несут в рублях, в то время как выручку получают в долларах. В период низких нефтяных цен ослабление рубля позволяет компаниям сохранить минимально необходимый уровень капитальных затрат. В Саудовской Аравии, напротив, курс национальной валюты до сих пор жестко привязан к курсу доллара.

Размер налоговой нагрузки напрямую зависит от цен на нефть. Это означает, что при снижении нефтяных цен значительную долю рисков принимает на себя государство — при ценах ниже $15–20 за баррель Urals налоговая нагрузка может сократиться практически до нуля. В то же время при росте цен налоговая нагрузка растет опережающими темпами, что не позволяет компаниям в полной мере получить позитивный эффект от благоприятной рыночной конъюнктуры.

В то же время затяжной период низких цен на нефть может стимулировать правительство РФ к пересмотру налоговой политики в пользу ужесточения, что может негативно сказаться на прибыльности российских компаний.