Политика глубокого бурения
№22-23(362-363) 2015

248
9 минут
Политика глубокого бурения

Сергей Кисин
Геополитические факторы могут серьёзно повлиять на реализацию крупных инвестпроектов в нефтегазовой сфере на юге России. В последние годы эта отрасль резко усилила свои позиции в региональной экономике, но теперь, в ситуации, когда ведущие операторы уже заявили о сокращении своих инвестпрограмм на 25–30%, многим проектам грозит ревизия


Крупнейшие инвестпроекты в области добычи и переработки углеводородов на юге России за минувший год, по сути, стали заложниками большой политики. Их реализация требует масштабных капиталовложений, при этом проекты в нефтегазовой отрасли крайне зависимы от западных технологий, зарубежных инвестиций и иностранного опыта в разработке трудноизвлекаемых запасов. К тому же отечественные ВИНКи всегда стремились, привлекая к проектам по добыче зарубежных партнёров, разделить с ними риски, переложив на иностранцев основные затраты по геологоразведочному изучению недр (а стоит это «удовольствие», как минимум, 1 млрд долларов). Так было и в случае с реализацией проекта «Сахалин» и разработкой месторождений Северного Ледовитого океана, и в ситуации с участием крупнейших игроков (ExxonMobil, Eni, Total, Chevron, Statoil, Shell и другие) в добыче на шельфе Чёрного и Каспийского морей.

Заниматься офшорным бурением даже в тёплых морях юга России в одиночку крайне сложно и ведущим российским игрокам. К примеру, нефтесервисное обслуживание проектов НК «ЛУКойл» на Каспии во многом ложилось на плечи американских гигантов Schlumberger и Halliburton. «Газпром» для разведочного бурения на Лаганском блоке в Каспийском море не смог обойтись без опыта и оборудования шведской компании Lundin Petroleum. А привлечение «Роснефтью» заокеанской ExxonMobil к разработке Туапсинского прогиба в Чёрном море и Восточно-Приновоземельского блока в Карском море позволило создать специализированный Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок, который должен был использовать собственные технологии бурения ExxonMobil.

Именно поэтому введение западных санкций и было специально направлено на ахиллесову пяту России — нефтегазовый сектор, наполняющий половину государственного бюджета. Многие ведущие мировые операторы, поставщики оборудования и нефтесервисные компании, вопреки собственным интересам, вынуждены были свернуть деятельность в России. В результате оставшиеся без партнёров, технологий и инвестиций отечественные ВИНКи пошли на существенное секвестирование своих инвестпрограмм и замораживание ряда проектов.

По мнению аналитика компании «Уралсиб Кэпитал» Алексея Кокина , в рамках сокращения инвестпрограмм заморозке в первую очередь подвергнутся шельфовые и ещё не реализованные проекты. Те же проекты, которые находятся в высокой степени готовности, ВИНКи, скорее всего, решат завершить. Во многом их завершение будет зависеть от цен на нефть: при уровне стоимости барреля 30-40 долларов заниматься добычей трудноизвлекаемых (в том числе шельфовых) углеводородов ВИНКи точно не будут, а нынешний уровень цен (65 долларов за баррель) ставит подобные проекты на грань рентабельности. Это означает, что ряд недавних деклараций по разработке шельфовых месторождений Чёрного и Каспийского морей могут так и не повлечь за собой реальных проектов.

Удалённый вид на шельф

Особое беспокойство вызывает крупнейший игрок нефтегазовой промышленности юга России — НК «ЛУКойл», ещё с прошлого десятилетия реализующая суперпроект по комплексному освоению месторождений углеводородов Северного Каспия (730,5 млрд рублей до 2023 года). Руководство холдинга первым из ВИНКов в августе прошлого года объявило о планах по снижению капитальных затрат (сокращение до 2 млрд долларов в 2014 году) из-за западных санкций и низких цен на нефть. Учитывая, что капзатраты «ЛУКойла» на собственные проекты за последние пять лет резко выросли (с 6,5 млрд долларов в 2009 году до 15,4 млрд в 2013 году), сокращение сразу седьмой части плановых расходов означало приостановку ряда проектов.

И хотя сам «ЛУКойл» и его руководители не вошли в санкционный список Госдепа США, а глава холдинга Вагит Алекперов в интервью агентству Reuters уверял, что в первую очередь намерен продавать активы в Восточной Европе (украинская сеть АЗС уже продана австрийской компании AMIC Energy), чтобы сосредоточиться на внутрироссийских проектах, сомнения в их реализации не исчезли. К примеру, второе по счёту из состава каспийского суперпроекта месторождение имени Филановского (запасы оцениваются в 600 млн баррелей нефти и 1,2 трлн кубометров газа) первоначально предполагалось запустить в эксплуатацию в 2014 году. В годовом отчёте компании за 2013 год говорилось, что все основные работы по обустройству месторождения завершены и уже на следующий год на нём могут быть начаты буровые работы. Однако теперь речь идёт о запуске месторождения имени Филановского лишь в 2016 году.

Чтобы доставлять его сырьё на материк и затем транспортировать по трубопроводу для переработки на газохимический комплекс в Будённовске (ООО «Ставролен»), «ЛУКойл» планировал построить в Калмыкии (посёлок Артезиан) береговые сооружения и газоподготовительные установки для предварительной очистки газа от широкой фракции лёгких углеводородов. На калмыцкие проекты первоначально планировалось выделить порядка 5 млрд долларов, что породило у правительства степной республики весьма радужные ожидания.

Однако в апреле 2014 года (задолго до галопирующего роста курса доллара) при подписании «ЛУКойлом» нового соглашения о сотрудничестве с Калмыкией уже фигурировали совсем иные цифры и отсутствовал пункт о налаживании на территории республики нефтепереработки для собственных нужд ежегодным объёмом 1 млн тонн. По утверждению генерального директора ООО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» Николая Николаева , общий объём инвестиций первой очереди проектов холдинга на территории республики составит 3,5 млрд долларов, что также немало, но всё же существенно меньше, чем заявлялось первоначально. По словам Вагита Алекперова, теперь «отбивать жидкую фракцию в Артезиане и потом доставлять её в Будённовск смысла нет, газ будет направляться на ставропольскую площадку напрямую».

«”ЛУКойл” сокращает издержки, в том числе инфраструктурные, что оправдывает перенос перерабатывающих мощностей ближе к “трубе”, — считает ведущий эксперт Центра политической конъюнктуры Дмитрий Абзалов . — Учитывая экономические трудности, Калмыкия попыталась выжать максимальные доходы от будущего проекта и перегнула палку. Не получив скидки в условиях борьбы регионов за инвестиции, “ЛУКойл” предпочёл остановится на Ставрополье».

С освоением Каспия связан и ещё один масштабный ЛУКойловский проект — модернизация Волгоградского НПЗ со строительством установки АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка) стоимостью 390 тысяч долларов и комплекса глубокой переработки вакуумного газойля мощностью 3,5 млн тонн в год (1,4–1,5 млрд долларов). Его запуск намечен на 2016 год, как раз к началу эксплуатации нового каспийского месторождения, чьё сырьё будут перерабатывать на волгоградском предприятии.
«У “ЛУКойла”, во-первых, хорошо организована система экономии средств; во-вторых, они очень быстро могут провести оптимизацию; в-третьих, они рассчитывают, что сохранится налоговая система, при которой имеется сколь­зящий график налога на добычу полезных ископаемых, режим экспортного налога», — перечисляет варианты для манёвра, доступные холдингу, партнёр консалтинговой компании RusEnergy Михаил Крутихин. В частности, на успешную реализацию оффшорных проектов «ЛУКойла» может повлиять решение федерального правительства о допуске на шельф частных компаний, чего давно добивается Вагит Алекперов (лицензии на месторождения Северного Каспия были получены до вступления в силу ограничительного закона для частников). Тогда холдингу будут доступны те же правительственные преференции, что и государственным ВИНКам.

Впрочем, сомнений в том, что уже почти готовый проект запуска месторождения имени Филановского будет реализован, нет, но вот судьба разработки следующих лицензионных участков «ЛУКойла» на Северном Каспии (Ракушечное, Хвалынская, Сарматское, 170-й километр) остаётся под вопросом. Вероятнее всего, ради экономии сроки их обустройства будут перенесены как минимум на 2023 год.

И уж совсем призрачно выглядят перспективы добычи углеводородов на дагестанском участке шельфа, претендентами на которые в разное время называли и «ЛУКойл», и «Роснефть», и «Газпром». В прошлом году специально под этот проект в Дагестане создали государственную нефтегазовую компанию во главе со Львом Юсуфовым , которая заявила о планах выйти на годовые объёмы добычи в 6–7 млн тонн нефти и 5–7 млрд кубометров газа. Однако с учётом всех приведённых выше факторов подобные амбиции выглядят фантастически.

Восточный поворот

Проблемы с секвестированием затрат ожидают и крупнейший государственный нефтехолдинг НК «Роснефть», который с 2005 года реализует второй по объёмам вложений (470 млрд рублей) инвестпроект в нефтегазовой промышленности ЮФО — глубокую модернизацию Туапсинского НПЗ с наращиванием переработки с 4 до 12 млн тонн в год и увеличением её глубины с 72 до 98,5%.

Два года назад на заводе была завершена первая очередь модернизации и запущена самая мощная в России установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-12 (электрообессоливающая установка — атмосферно-вакуумная трубчатка). К 2017 году Туапсинский НПЗ должен был покрыть большую часть потребностей юга России в высокооктановом моторном топливе (на сегодняшний день — до 4 млн тонн). Однако сравнительно недавно глава «Роснефти» Игорь Сечин в интервью британской газете The Independent заявил о планируемом руководством холдинга сокращении в 2015 году объёма своих капитальных вложений на 30%. Эти меры коснутся главным образом наиболее затратных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. В их число входят как раз черноморские Туапсинский прогиб и Вал Шатского, на которых «Роснефть» собиралась проводить геологоразведочные работы в партнёрстве соответственно с ExxonMobil и итальянской Eni.

Кроме того, после масштабных приобретений последних лет нефтехолдингу предстоят ещё и большие выплаты по долгам, что также должно сказаться на сокращении расходов на инвестпроекты. Только в этом году «Роснефти» предстоит выплатить по долгам свыше 20 млрд долларов, и она столкнётся с необходимостью рефинансировать долговые обязательства. Количество новых кредитов можно будет просчитать, когда станет понятна сумма предоплаты от Китая: она может составить более 12 млрд долларов, отмечает аналитик Альфа-Банка Александр Корнилов .

Однако у «Роснефти» уже давно налажен механизм получения недорогих средств — от китайских партнёров под будущие поставки нефти. А на днях в ходе недавнего визита в Россию председателя КНР Си Цзиньпиня было объявлено, что на российский шельф могут допустить и китайские компании. Вполне вероятно, что их появления вскоре можно ждать в качестве партнёров и на южных шельфовых проектах.

Серьёзный интерес к сотрудничеству с Китаем демонстрируют и независимые игроки рынка. Одним из итогов визита китайской делегации в Москву на празднование 70-летия Победы стало подписание соглашения между China National Chemical Engineering Company (CNCEC) и ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов» (входит в ООО «Юг Энерго», близкое к руководству агросоюза «Юг Руси»). Китайская корпорация поставит для донского предприятия оборудование, позволяющее повысить глубину переработки нефти до уровня свыше 85% (сегодня — 65%) и наладить производство топлива класса «Евро-5». Финансирование проекта возьмёт на себя Китайский экспортно-импортный банк.

Модернизация НЗНП, начавшаяся ещё до кризиса, предполагает увеличение объёмов выпуска топлива с 2,5 до 5 млн тонн в год, завершить её планируется до конца нынешнего года. За минувший год проект вырос в цене с 2,5 до 4,4 млрд рублей, однако, по утверждению первого заместителя губернатора Ростовской области Александра Гребенщикова , удорожание проекта не является проблемой и не повлияет на сроки его реализации.

Крупнейшие проекты ЮФО в нефтегазовой промышленности

Все публикации номера

  • Комментарии
Загрузка комментариев...