Обзор российских нефтегазовых проектов

Последние годы аналитики активно хоронят нефтегазовую отрасль.

Кто-то считает, что скоро все перейдут на электромобили и нефть будет не нужна, кто-то пишет, что нефть вообще скоро кончится.

Но на фоне таких заявлений российские нефтегазовые компании продолжают осваивать новые проекты, вкладывать деньги в новую добычу и разработку. То есть они верят, что нефтегазовая отрасль в ближайшие десятилетия останется рентабельной и прибыльной.

В этой статье мы рассмотрим крупнейшие проекты российских нефтегазовых компаний, которые становятся или могут стать их точками роста на годы вперед.

Амурский ГПЗ — одно из крупнейших предприятий в мире по первичной переработке природного газа. Этот крупный газоперерабатывающий кластер строится на пути газопровода «Сила Сибири», по которому природный газ поступает с Чаяндинского и Ковыктинского месторождений на экспорт в Китай.

Природный газ, добытый из месторождения, содержит в себе ценные компоненты: в первую очередь, это чистый метан, который используется как топливо на электростанциях, в промышленности и в наших домах для приготовления пищи. Кроме метана, из газа можно выделить этан, пропан, бутан, пентан-гексановую фракцию, гелий. Эти компоненты можно использовать для дальнейшей более глубокой переработки и, соответственно, получения продуктов с более высокой добавленной стоимостью. Именно для выделения этих ценных компонентов и строится Амурский ГПЗ. После выделения дальше в Китай будет идти уже чистый метан.

Проектная мощность завода — 42 млрд кубометров природного газа в год. Это около 6% от общего объема производства газа в РФ за 2022 год.

Из них может быть выделено:

1. Гелия — до 60 млн кубометров в год.
2. Этана — около 2,4 млн тонн в год.
3. Пропана — около 1 млн тонн в год.
4. Бутана — около 500 тысяч тонн в год.
5. Пентан-гексановой фракции — около 200 тысяч тонн в год.

Наиболее ценный из всех добытых компонентов — гелий, по объемам которого «Газпром» при реализации проекта может стать крупнейшим производителем в мире:месторождения в США постепенно исчерпываются.

Мировое потребление гелия к 2030 году составит примерно 238—312 млн кубометров в год, а его производство будет составлять только 213—238 млн кубометров в год — соответственно, возникнет дефицит. Этот факт может заставить цены на гелий значительно вырасти, что благоприятно скажется на выручке «Газпрома», который будет производить около 25% мирового объема.

Первые 2 линии завода запустили в 2021 году — на проектную мощность планируется выйти к 2025 году.

Сложно точно оценить экономический вклад и сроки окупаемости проекта. Изначально «Газпром» оценивал стоимость проекта в 950 млрд рублей, но во время церемонии запуска президент РФ уточнил, что инвестиции составили свыше 1 трлн рублей. По оценкам, когда завод выйдет на полную мощность, минимальный объем выручки будет составлять примерно 2,3 млрд долларов в год. При таких параметрах проект окупится менее чем за шесть лет работы на полной мощности.

Конечно, этот расчет очень примерный, так как на выручку будут оказывать значительное влияние изменения экспортных цен и валютных курсов.

Сжиженный природный газ может стать одной из главных точек роста нефтегазовой отрасли в ближайшие десятилетия. По прогнозам «Новатэка», спрос на СПГ будет расти минимум до 2040 года.

Завод в Усть-Луге, который строит «Газпром», должен стать самым мощным предприятием по переработке природного газа в России и самым мощным по объему производства СПГ в Северо-Западной Европе.

Проектная мощность завода — 45 млрд кубометров природного газа в год. Из этого объема должно быть выделено:

1. 13 млн тонн СПГ.
2. До 3,8 млн тонн этановой фракции.
3. До 2,4 млн тонн сжиженных углеводородных газов — СУГ, это смесь пропана и бутана.
4. 0,2 млн тонн пентан-гексановой фракции.

Располагаться завод будет в месте начала газопровода «Северный поток — 2», который идет из Усть-Луги в Германию.

Планировалось, что первые линии завода заработают в конце 2023 года, запуск второй очереди был анонсирован на конец 2024.

Насколько можно судить из сообщений в СМИ, после 24 февраля 2022 года работы над проектом не остановились. Но из него ушел европейский партнер «Газпрома» — немецкая компания Linde, производящая оборудование для производства СПГ. Также следует учитывать, что проект был заточен под экспорт в Европу, который теперь находится под ударом. Так что финансирование и строительство завода могут затянуться. На данный момент обсуждается возможность участия в проекте китайских инвесторов — но конкретики пока нет.

В отличие от «Газпрома», который только начинает двигаться в сторону производства СПГ, «Новатэк» занимается этим с 2017 года.

Мощность завода на Ямале составляет 17,4 млн тонн СПГ в год. Газ поступает с Южно-Тамбейскогох месторождения полуострова Ямал.

Проект «Ямал СПГ» можно назвать уникальным сразу по нескольким причинам:

1. Это самый северный завод СПГ в мире, расположенный в арктической зоне. Низкая внешняя температура способствует процессу сжижения газа.
2. «Новатэк» — не единственный владелец проекта «Ямал СПГ». На конец 2021 года он владеет долей 50,1%. Другие акционеры: французская энергетическая компания Total — 20%, китайские компании CNPC — 20% и Фонд Шелкового пути — 9,9%.
3. Строительство СПГ-заводов «Новатэка» способствует развитию российской Арктики. Например, благодаря проекту «Ямал СПГ» были построены поселок Сабетта, аэропорт, а также специальные танкеры-газовозы.

На своих проектах «Новатэк» зарабатывает двумя способами: на экспорте СПГ и продаже долей иностранным компаниям — тем самым Total, китайским и японским компаниям. Продажа долей иностранным компаниям позволила «Новатэку» построить «Ямал СПГ» без значительного наращивания долга.

Доли в проекте «Ямал СПГ» продавались постепенно:

1. В 2011 году состоялась сделка с Total за 63 млрд рублей, что составило около 50% от чистой прибыли за 2011 год.
2. В 2014 году — сделка с китайской CNPC за 40 млрд рублей, что составило около 35% от чистой прибыли за 2014 год.
3. В 2016 году — сделка с Фондом Шелкового пути за 74 млрд рублей, это около 30% чистой прибыли за 2016 год.

По состоянию на конец февраля 2023 ключевой партнер «Новатэка» — французский гигант Total — не ушел из проекта, что можно считать хорошим сигналом.

Производство на первой линии «Ямал СПГ» началось в декабре 2017 года — оценить его влияние на выручку и прибыль можно только по результатам 2018 года. С 2016 по 2018 год выручка от реализации нефти и газа выросла с 534 до 826 млрд рублей, то есть примерно на 55%. Операционная прибыль увеличилась с 152 до 228 млрд рублей, то есть на 50%.

По результатам 2021 года доля «Ямал СПГ» в производстве природного газа «Новатэком» составила 24,4%.

«Арктик СПГ 2» — это еще один проект «Новатэка», связанный с производством сжиженного природного газа. Но, в отличие от «Ямал СПГ», который уже работает на полную мощность, «Арктик СПГ 2» находится еще в стадии строительства. Проектная мощность завода составляет 19,8 млн тонн СПГ в год. Газ на заводы «Арктик СПГ 2» будет поступать с месторождения Утреннее полуострова Гыдан.

Как и в случае с «Ямал СПГ», «Новатэк» не единственный акционер: он владеет 60% акций завода. 10% принадлежит компании Total, по 10% — китайским компаниям CNPC и CNOOC, 10% — японскому консорциуму Mitsui и Jogmec. Доли в проекте «Новатэк» продал в 2019 году за 683 млрд рублей, получив общую прибыль за год 883 млрд рублей. Продажа долей сформировала примерно 75% прибыли за год.

Производственные мощности «Арктик СПГ 2» и «Ямал СПГ» сопоставимы: «Арктик СПГ 2» на 14% больше — соответственно, можно ожидать сопоставимого процентного вклада в выручку с учетом ее роста.

Все три линии «Арктик СПГ 2» должны будут заработать к 2026 году. Сейчас работает только 1-я линия на 6,6 млн тонн СПГ.

«Восток Ойл» — большой проект «Роснефти» по разработке кластера нефтяных месторождений на севере Красноярского края и полуострове Таймыр.

Подтвержденная ресурсная база всех месторождений составляет 6 млрд тонн нефти — это значительно не только по российским, но и по мировым меркам. Для сравнения: общий объем запасов нефти в России на конец 2021 года составлял 19,03 млрд тонн, а мировой объем запасов в 2020 году оценивался в районе 244,4 млрд тонн.

На конец 2021 года объем доказанных запасов компании «Роснефть» составлял примерно 5,2 млрд тонн нефтяного эквивалента. Получается, с учетом месторождений проекта «Восток Ойл» объем доказанных запасов может вырасти вдвое.

Отдельно следует отметить высокое качество нефти на этих месторождениях. Низкое содержание серы — 0,05% — позволяет рассчитывать на премию даже по сравнению с ближневосточными сортами и Brent.

По прогнозам, объем добычи нефти на месторождениях проекта достигнет 30 млн тонн к 2024 году, 50 млн — к 2027 году и 100 млн тонн — к 2030 году. Для сравнения: 100 млн тонн — это больше 50% от объема добычи всей группы «Роснефть» за 2021 год.

Проект «Восток Ойл», как и проекты «Новатэка», будет способствовать развитию Арктики и в первую очередь Северного морского пути: именно по нему с помощью танкеров будет транспортироваться добываемая нефть.

Финансируется проект также с помощью продажи долей иностранным компаниям.

Например, в 2020 году была продана доля 10% сингапурской компании Trafigura, занимающейся торговлей сырьевыми товарами. «Роснефть» выручила за эту сделку 7 млрд евро. Эту долю Trafigura продала гонконгской нефтетрейдинговой компании Nord Axis летом 2022 года за неназванную сумму.

В июне 2021 года «Роснефть» продала еще 5% консорциуму компаний Vitol и Mercantile & Maritime Energy за 4 млрд долларов. К началу 2023 года консорциум продал свою долю дубайскому трейдеру Fossil Trading, цена сделки также не раскрывалась.

Нефтяные компании стали обращать внимание на месторождения арктического шельфа, так как там кроются значительные нетронутые запасы. В 2019 году Минприроды получило оценку запасов в Арктике: 7,3 млрд тонн нефти и 55 трлн кубометров природного газа. Из этих объемов примерно 41% приходится на морской шельф.

Сейчас в России работает единственный проект по добыче углеводородов на арктическом шельфе — это проект «Приразломное», принадлежащий «Газпром-нефти».

По данным на конец 2019 года, запасы углеводородов на этом месторождении составляют 70 млн тонн, при этом за 2019 год было добыто 3,14 млн тонн.

Нефть, добываемая на Приразломном, получила особый сорт под названием ARCO — Arctic Oil. Она довольно тяжелая по сравнению с традиционными запасами, отличается высокой плотностью, высоким содержанием серы и низким содержанием парафинов. Такая нефть хорошо подходит в качестве сырья для нефтехимии.

Другие нефтегазовые компании не спешат осваивать арктический шельф по двум основным причинам:

1. Себестоимость добычи высокая относительно традиционных месторождений. Эксперты называют разные цены на нефть, при которых ее добыча на арктическом шельфе будет рентабельной. В среднем это от 70 до 100 $ за баррель. В любом случае эти суммы значительно выше минимальных допустимых цен для рентабельности традиционных месторождений, которые, как показывает практика, остаются прибыльными даже при ценах 30—40 $ за баррель.
2. Условия добычи такой нефти довольно суровые. Низкая температура, холодное море и льды усложняют условия бурения и добычи. Нужны специальные технологии разведки, установки платформ, энергообеспечения. Еще должны работать особые требования к безопасности и экологии, так как в случае аварии и разлива нефти это может стать катастрофой: ликвидировать последствия в таких условиях будет намного сложнее.

При оценке рентабельности «Приразломного» следует учитывать и санкционные ограничения: потолок цен на российскую нефть будет мешать успешной реализации проекта.

Баженовская свита — это группа горных пород, залегающих на глубине 2—3 км и содержащих нефть. Свита располагается на территории около 1 млн квадратных километров в Западной Сибири.

По оценкам, объем запасов составляет от 18 до 60 млрд тонн углеводородов, что больше всех извлекаемых запасов на территории России. Но основные трудности в том, что способов эффективного извлечения этой нефти сейчас нет.

В рамках федерального проекта к 2025 году планируется вовлечь в разработку около 760 млн тонн запасов.

«Газпром-нефть» намерена добиться рентабельности разработки на месторождении к 2024 году.

Судя по прогнозам потребления различных видов энергии, можно с уверенностью сказать, что газовые проекты будут прибыльны еще на многие годы. В потреблении нефти тоже не ожидается больших провалов, но стоит держать в уме возможное замедление или легкий спад потребления. Поэтому на вопрос о необходимости разработки трудноизвлекаемых месторождений ответить сложнее: многое будет зависеть от динамики цен на нефть и гибкости самих нефтяных компаний.

Санкции и геополитическая напряженность будут мешать развитию российских нефтегазовых проектов. Западные партнеры нужны были российским добытчикам в качестве партнеров по софинансированию и поставщиков необходимых технологий. Особенно это актуально для СПГ-проектов из-за их высокой технологичности и сложности добычи углеводородов.