Сектор технологического риска

1696
11 минут
Сектор технологического риска

Перспективы развития нефтегазовой отрасли юга России напрямую зависят от западных санкций. Без доступа к технологиям, которыми владеют западные компании топливно-энергетического комплекса, многие южные проекты в области добычи углеводородов на шельфе и нефтегазохимии оказываются под угрозой срыва

Планы по наращиванию добычи и переработки углеводородов в ЮФО и СКФО могут быть серьёзно скорректированы из-за «санкционной войны» между Россией и Западом. В настоящее время работающие на Юге отечественные нефтегазовые холдинги в большинстве случаев не могут обойтись без партнёрства с крупнейшими мировыми операторами в таких сферах, как бурение, добыча, сервис, переработка, разделение рисков.

Западные санкции пока почти не коснулись российского нефтегазового комплекса — более того, совместный проект «Роснефти» и американской ExxonMobil по разведочному бурению на шельфе Карского моря даёт хороший повод для оптимистических прогнозов. Однако ряд экспертов высказывают предположение, что уже в ближайшее время санкции дадут о себе знать и в области ТЭК. «Я полагаю, что их негативное влияние станет заметно уже в течение года, — говорит генеральный директор консалтинговой группы CREON Energy Санджар Тургунов . — К тому же есть основания считать, что США и ЕС не ограничатся нынешними секторальными санкциями и существенно их расширят». По мнению г-на Тургунова, основные ограничения в нефтегазовой сфере коснутся совместных проектов и поставки в Россию иностранных технологий.

Партнёрский шельф
На юге России, где расположен старейший в стране нефтегазовый бассейн, зависимость отечественного ТЭК от технологического фактора проявляется особенно рельефно. Сухопутные месторождения в ЮФО и СКФО давно уже выработаны примерно на две трети, добыча углеводородов в Дагестане, Чечне, Краснодарском и Ставропольском краях ежегодно падает. В этих условиях необходимо либо «забуриваться» в более низкие горизонты, что существенно повышает себестоимость добычи (сейчас этот показатель в среднем составляет по нефти у устья скважины 5–7 долларов, по газу — 20–30 долларов), либо применять новые технологии извлечения углеводородов, которыми российские компании по большей части не располагают.

Отраслевые аналитики утверждают, что основные перспективы по наращиванию добычи углеводородов на Юге связаны с разработкой континентального шельфа Каспийского, Азовского и Чёрного морей. Однако опыт работы на южном шельфе сегодня имеет лишь ЛУКОЙЛ, а остальные нефтехолдинги в одиночку пока не рискуют выходить в море, пытаясь привлечь к сотрудничеству (и разделить риски) ведущих мировых операторов, этим опытом обладающих.

НК «Роснефть», к примеру, на Каспии предпочитает участвовать в проекте по освоению структуры Курмангазы вместе с казахстанским «КазМунайГазом», а российского Западно-Ракушечного месторождения — с ЛУКОЙЛом и «Газпромом». На Чёрном море к разработке лицензионного участка на Туапсинском прогибе компания Игоря Сечина привлекла уже упомянутую американскую ExxonMobil (заключено операционное соглашение, речь идёт о запасах в 4,3 млрд баррелей условного топлива), а к работе на блоке Вал Шатского (прогнозные ресурсы оцениваются в 630 млн тонн нефти) — итальянскую Eni. В руководстве «Роснефти» утверждали, что партнёрство с зарубежными операторами позволит компании в первую очередь получить доступ к современным технологиям и набраться опыта работы в сложных геологических условиях.

«Самое важное в этом проекте для “Роснефти” — опыт, — считает содиректор аналитического отдела компании “Инвесткафе” Григорий Бирг . — Именно за счёт этого опыта российские нефтяники могут успешно разрабатывать высокорискованные участки, работать на которых отечественные добывающие компании ранее опасались». Для обучения новым технологиям «Роснефть» и ExxonMobil планировали создать научно-проектный центр шельфовых разработок, который начнёт использовать собственные технологии американцев, а также разрабатывать новые технологии для содействия реализации совместных проектов, включая буровые и добывающие суда и платформы ледового класса. При этом ExxonMobil должна была разделить с «Роснефтью» геологоразведочные риски и вложить в геологоразведочные работы (ГРР) не менее 1 млрд долларов.

Аналогичное соглашение было заключено и с итальянцами: Eni обязалась вложить в ГРР Баренцева и Чёрного морей порядка 2 млрд долларов (всего обе стороны планировали инвестировать в проект на юге России 50–55 млрд долларов). Геологи компаний-партнёров должны работать на черноморском шельфе до 2017 года.

«Санкционная война» пока не коснулась уже подписанных соглашений, и руководители обоих западных операторов официально не отказывались от своих намерений.

Исполнительный директор Exxon­Mobil Рекс Тиллерсон ещё в конце мая на собрании акционеров своей компании заявил о том, что политическая ситуация на Украине и введённые из-за неё санкции в отношении России не влияют на сотрудничество с «Роснефтью» и проведение буровых работ. А глава Eni Паоло Скарони вообще заметил, что «нам нужен российский газ каждый день. Им нужны наши деньги каждый год или два. Если посреди зимы мы останемся без российского газа, то у нас будут большие проблемы. Однако Россия не испытает сложностей, если получит наши деньги с задержкой».

В то же время продолжение обмена «любезностями» может привести к замораживанию участия иностранцев в шельфовых проектах, и для «Роснефти», имеющей и без того значительную долговую нагрузку, без западного партнёрства они могут оказаться финансово неподъёмными. В середине августа Игорь Сечин уже попросил федеральное правительство выкупить облигации «Роснефти» на 1,5 трлн рублей из средств Фонда национального благосостояния, что эквивалентно чистой задолженности нефтехолдинга за II квартал 2014 года (1,495 трлн рублей).

По словам Санджара Тургунова, альтернативу западным технологиям добычи на шельфе найти довольно сложно: «Пожалуй, эта та сфера, по которой санкции ударят сильнее всего. Они напрямую повлияют на шельфовые проекты, которые будут либо закрыты, либо заморожены на длительный срок». В то же время, отмечает эксперт, при этом пострадают и американские сервисные компании, для которых российский шельф — это значимый и финансово привлекательный рынок. На российский континентальный шельф приходится около 20% общей мировой шельфовой зоны, а начальные суммарные ресурсы углеводородов оцениваются примерно в 100 млрд тонн условного топлива. Доля юга России здесь довольно внушительна. Если уже созданные с иностранцами СП успешно переживут «похолодание» в мировой политике, к 2020 году за счёт добычи на черноморском шельфе только одной «Роснефти» отечественная экономика получит дополнительно 10,6 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте.

В зоне условной безопасности
Куда меньшие проблемы из-за западного вмешательства ожидают ЛУКОЙЛ, уже несколько лет самостоятельно разрабатывающий каспийский шельф. Руководство нефтехолдинга заявило, что до 2023 года намерено инвестировать в добычу углеводородов на российском морском шельфе порядка 11 млрд долларов. Это позволит компании нарастить добычу с 800 до 1,2 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте.

Ещё в 2012 году на презентации для инвесторов в Лондоне глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов сообщил, что первому каспийскому месторождению холдинга имени Юрия Корчагина были увеличены запасы — как затем пояснили в компании, почти на 50%, до 360 млн баррелей в нефтяном эквиваленте. Максимальный уровень добычи нефти и газового конденсата на Корчагинском месторождении может составить 2,3 млн тонн и 1,2 млрд кубометров газа в год. Следующим на очереди станет самое крупное месторождение российского сектора Каспия имени Владимира Филановского промышленной мощностью добычи в 10 млн тонн нефти и конденсата и 7 млрд кубометров попутного газа в год; его запуск в эксплуатацию намечен на 2015 год. Разведочное бурение показало также промышленный приток нефти на месторождении Ракушечное с максимальным дебетом 2969 баррелей в сутки и газа на Сарматском дебетом 400 тысяч кубометров в сутки.

Определённые подвижки произошли и в юридическом оформлении лицензии на освоение Центрального месторождения в дагестанской части Каспия, начало разработки которого из-за бюрократической волокиты оттягивается уже шесть лет. В прошлом месяце правительство РФ наконец одобрило изменения соглашения с Казахстаном, которые позволяют ЛУКОЙЛу и «Газпрому» вместе с «КазМунайГазом» получить «сквозную» лицензию на геологоразведку на месторождении на семь лет.

Вместе с тем «санкционная война» может добраться и до ЛУКОЙЛа. Если российские добывающие компании столкнутся с ограничениями на сотрудничество с западными операторами, то холдинг Вагита Алекперова может лишиться поддержки мировых лидеров в сфере нефтесервисных услуг (бурение, сейсморазведка, геофизические исследования и пр.) — компаний Schlumberger и Haliburton. Первая из них уже несколько лет строит в астраханском селе Солянка собственную базу для обслуживания и ремонта нефтесервисного оборудования стран Прикаспийского региона. А Haliburton, тесно связанная с бывшим вице-президентом США, одним из наиболее влиятельных республиканских политиков Ричардом Чейни , имеет трёхлетнее соглашение о стратегическом сотрудничестве с «Газпромом», оказывая его структурам услуги по цементированию скважин, наклонно-направленному бурению, проведению гидроразрывов пластов и так далее. Отечественные компании такими технологиями не владеют, так что приостановление деятельности мировых сервисных операторов может надолго застопорить работу российских нефтехолдингов в регионе.

Родные глубины
Несколько более оптимистично на этом фоне выглядят перспективы нефтегазопереработки на юге России, которую украинский кризис застал в разгаре модернизации. На сегодняшний день условия новых техрегламентов на Юге выполнил лишь Волгоградский НПЗ (ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»), который выпускает моторное топливо, соответствующее стандартам «Евро-5». Остальные же работающие в регионе крупные заводы (Туапсинский, Афипский, Краснодарский, Ильский) пока только с той или иной степенью интенсивности выполняют программу модернизации, стремясь до согласованной ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом совместно с нефтекомпаниями даты — 31 декабря 2015 года — перейти к выпуску аналогичного топлива. При этом глубина переработки нефти на южных НПЗ должна возрасти с 56–70 до 95%.

Модернизация — вещь крайне затратная, требующая капиталовложений в размере от 1 млрд долларов. Поэтому для снижения своих затрат переработчики стремятся максимально сочетать вопросы цены и качества оборудования, закупая оборудование у отечественных производителей. Это гарантирует НПЗ не только приемлемые цены, но и защиту от возможных западных санкций на поставки техники и оборудования для нефтегазовой отрасли. В частности, Волгоградский НПЗ в ходе модернизации закупал вакуумную колонну для блока АВТ-6 и центробежные нефтенасосы по соседству, на ОАО «Волгограднефтемаш», а ёмкостное оборудование — на тамбовском заводе «Моршанскхиммаш» (входит в машиностроительный холдинг «НОВАЭМ»). Туапсинский НПЗ, принадлежащий НК «Роснефть», закупал реакторы гидрокрекинга на Ижорских заводах (входят в группу ОМЗ), наземные закрытые факельные системы — у холдинга «Нефтехимпрогресс» и т. д.
Значительный объём заказов от отечественных НПЗ в процессе их модернизации получили и предприятия юга России. В частности, новочеркасский завод «Эскорт» ещё в феврале заявлял о планах принять на работу около 1,5 тысячи новых сотрудников в связи с реализацией крупного проекта по строительству водородной установки на НПЗ «Роснефти» в Сызрани. Всего, по словам гендиректора предприятия Владимира Базияна , завод на тот момент выполнял проекты стоимостью порядка 10 млрд рублей.

Большие объёмы нефтегазового оборудования в последние годы закупались на возрождённом машиностроительном заводе «Атоммаш» (ныне — «АЭМ-технологии») в Волгодонске. «Для нас рынок оборудования для газонефтехимии — перспективный и стратегически важный. Уже к 2015 году годовой объём продаж новых продуктов для отрасли может превысить 500 миллионов рублей», — говорил в интервью «Эксперту ЮГ» генеральный директор «АЭМ-технологий» Евгений Пакерманов . Среди крупных заказов, размещённых на «Атоммаше», — поставка свай для нефтедобывающих платформ ЛУКОЙЛа в Каспийском море и теплообменного ёмкостного оборудования для «Татнефти».

Согласно рейтингу производителей оборудования для НПЗ за 2013 год, проведённому Консультативным советом по взаимодействию предприятий нефтегазового комплекса со смежными отраслями промышленности при председателе комитета Госдумы по энергетике, главными действующими лицами в этом сегменте являются как раз отечественные компании. Так, лучшим производителем реакторов в прошлом году признан «Волгограднефтемаш», колонного оборудования — тамбовский завод «Комсомолец», ёмкостного оборудования — «Курганхиммаш». В то же время в сегментах компрессорного оборудования лучшим производителем остаётся японская Hitachi, печного оборудования — швейцарская Foster Wheeler AG, центробежных насосов — германская Hermetic-Pumpen GmbH, аппаратов воздушного охлаждения — голландская Bronswerk Heat Transfer.

Так что без партнёрства с иностранными игроками и здесь не обойтись, особенно в нефтегазохимических проектах, где юг России в последние годы сделал серьёзную заявку на успех (в первую очередь следует назвать строящийся в Кабардино-Балкарии завод чистых полимеров «Этана» и проект группы компаний «Флэш» по строительству на Дону первого в России завода по производству этил-трет-бутилового эфира). «Практика показывает, что международное партнёрство — это оптимальный вариант при создании крупных предприятий, позволяющих объединить инвестиции, технологии и опыт компаний из разных стран, — констатирует Санджар Тургунов. — Реальность такова, что у львиной доли нефтегазохимических проектов инжиниринговая и технологическая составляющие обеспечиваются зарубежными партнёрами». По мнению г-на Тургунова, проекты, прошедшие «точку невозврата», так или иначе будут реализованы — остальные же находятся в зоне серьёзного технологического риска.