Редакционный обзор
Летом 2009 года список ежегодных казахстанских нефтегазовых конференций пополнился еще одним событием. В конце июня сингапурская компания Terrapin провела в Алматы нефтегазовый конгресс Oil & GasOutlookCentralAsia 2009. В отличие от ставшей уже традиционной осенней конференции KIOGE, где основными ньюс-мейкерами, как правило, являются представители государственных органов Казахстана, новый форум больше запомнился выступлениями зарубежных спикеров…
Как соединить спрос и предложение
Экономический спад, вызванный глобальным финансовым кризисом, оказал негативное влияние и на уровень спроса на нефть. Так, по словам открывавшего конгресс Марка Льюиса, управляющего директора Energy Market Consultant (EMC), к 2009 году суточная мировая потребность в углеводородах уже сократилась на 1,6 млн баррелей. Некоторые эксперты полагают, что к концу этого года рецессия экономики достигнет своего дна, а потому восстановление спроса на УВС можно будет ожидать уже в 2010 году.
Отчасти такие прогнозы подтверждаются поведением нефтяных цен, которые после прошлогоднего драматического падения более чем на $100 в 2009-м частично отыграли это пике, вернувшись к отметке в $70 за баррель. Тем не менее, по подсчетам Energy Market Consultant (EMC), все еще остается вероятность дальнейшего глобального спада спроса на нефть, который по итогам текущего года может достичь 4,3 млн барр/д. В этом случае рост незагруженных мощностей в сфере добычи и переработки УВС в странах ОПЕК окажет понижательное давление на цену сырой нефти в среднесрочной перспективе и, как следствие, отразится на объемах инвестиций в нефтянку.
Необходимо отметить, что в начале 2009 года члены ОПЕК уже объявили об отмене или переносе до 2013 года реализации около 40 промышленных проектов в сфере разведки, добычи и переработки нефти, а также строительства нефтепроводов. До этого страны, входящие в данную организацию, планировали в ближайшие годы осуществить почти 150 проектов стоимостью около $500 млрд в расчете на то, что в 2010 году мировое потребление нефти превысит 90 млн барр/д, а ее цена в ближайшие пять лет не опустится ниже $80 за баррель.
Столь быстрый переход к инвестиционной «диете» вполне понятен –ценовое падение привело к снижению доходности нефтяных компании и объемов поступлений в бюджеты стран-производителей. Однако, по словам г-на Льюиса, сокращение объема капиталовложений негативно повлияет на уровень нефтедобычи, а это, в свою очередь, может вызвать серьезный дисбаланс между спросом и предложением уже к середине следующего десятилетия.
Так, если после 2010 года резервные добывающие мощности у ОПЕК будут уменьшаться, то количество незагруженных НПЗ по всему миру будет продолжать расти. Как результат, к 2020 году цены на нефть могут весьма резко отреагировать на возникающий дефицит и взлетят к уровню в $150 за баррель, а возможно, и пробьют его. Таким образом, период упадка, который мы переживаем в настоящий момент, может посеять семена следующего цикла роста нефтяных цен.
Весьма показательным выглядит и расклад EMC по глобальным перспективам распределения будущего спроса на углеводороды. Согласно представленным данным объем потребления нефти в Атлантическом бассейне (Северная и Южная Америка, Западная Европа, страны бывшего советского блока и Африка) в ближайшее десятилетие будет оставаться в боковом тренде: в 2008 году – 53,9 млн барр/д, в 2015-м – 53,6 млн барр/д, в 2020-м – 54 млн барр/д.
В этой связи рост мирового спроса на нефть в среднесрочной перспективе будут стимулировать развивающиеся рынки Азии (особенно Китай, где объем суточного потребления нефти в период с 2009-го по 2015 год может увеличится на 2,5 млн барр.), а также страны Ближнего Востока. В целом динамика спроса на нефть к востоку от Суэцкого канала выглядит следующим образом: в 2008 году – 33,5 млн барр/д, в 2015-м – 38,2 млн барр/д, в 2020-м – 41,7 млн барр/д.
Возникает вопрос: за счет чего будут покрываться эти дополнительные потребности в нефти. На сегодняшний день основными поставщиками УВС для азиатских стран являются ближневосточные государства–члены ОПЕК. Однако, как уже говорилось выше, ОПЕК сокращает свои инвестиции в наращивание добычи. При этом ожидается, что на фоне определенного роста upstream на Ближнем Востоке будут увеличиваться и собственные мощности по переработке. А это значит, что новые азиатские нефтеперерабатывающие проекты, ориентированные на ближневосточное сырье, в ближайшее десятилетие будут испытывать серьезные трудности с загрузкой, а потому им придется искать новые источники поставок УВС из других частей света.
Между тем, как заявил г-н Льюис, общий объем производства стран не входящих в ОПЕК будет оставаться в среднесрочной перспективе на одном и том же уровне. При этом падение нефтедобычи в таких традиционных нефтяных регионах как Северное море, будет компенсироваться за счет новых развивающихся производителей. Как прогнозируют в EMC, в период с 2008 по 2015 годы наибольшее снижение уровня добычи будет наблюдаться в Великобритании, Норвегии, России и Омане. За то же время должны серьезно «прибавить» в весе США и Бразилия, а больше всех – Казахстан и Азербайджан.
Как считает глава EMC, все это дает прикаспийским государствам уникальные возможности. В ситуации, когда главные источники дополнительного мирового спроса будут ограничены в поставках энергоресурсов, наш регион становится одним из немногих вне ОПЕК, где ожидается как значительный рост добычи нефти, так и наращивание объемов ее экспорта.
И все же здесь есть одно «но». Львиная доля новых нефтегазовых проектов на Каспии была запущена западными транснациональными корпорациями, и, соответственно, экспортные потоки УВС сориентированы тоже на Запад. Однако в будущем такой расклад сил изменится. К активному участию в разработке прикаспийских энергоресурсов готовы подключиться национальные нефтяные компании с Востока, которые будут оказывать серьезное давление на руководителей стран региона, чтобы перенаправить поставки углеводородов на собственные, внутренние рынки.
Надо сказать, что картина, нарисованная представителем EMC, – это не дело отдаленного будущего, а уже реализуемый сценарий. В нефтяной отрасли Казахстана давно и прочно закрепилась китайская CNPC, которая не только продолжает скупать новые добывающие активы, но и уже обзавелась трубой, по которой гонит нашу нефть в Поднебесную.
Заявленный в программе спикер от КНР на конгрессе так и не выступил, зато свое видение развития сотрудничества со странами Каспийского региона представил Тэцуя Фурухата, старший научный сотрудник Японской национальной корпорации по нефти, газу и металлам (JOGMEC). По его словам, сегодня на Японию приходится 5,8% от мирового потребления нефти и 3,1% газа, при этом 99% нефти и 96% газа она импортирует. В отличие от голубого топлива, источники поставок которого достаточно хорошо диверсифицированы, обеспеченность Японии нефтью сейчас напрямую зависит от стран Ближнего и Среднего Востока (Саудовской Аравии, ОАЭ, Ирана, Катара, Кувейта, Индонезии и др.). Понятно, что в такой ситуации обеспечение энергобезопасности в долгосрочном плане является головной болью японского руководства. Согласно энергетической политике Токио, к 2030 году объем нефти, добываемой на контролируемых японскими компаниями зарубежных месторождениях, должен быть доведен до 40% от общего уровня ее потребления. При этом основной акцент делается на диверсификацию и стимулирование японских компаний к освоению все новых нефтяных регионов, а именно стран АТР, России и прикаспийских государств.
К последним Япония присматривается уже довольно давно, однако здесь перед ней по-прежнему стоит очень много сложных вопросов. Как отмечает г-н Фурухата, в силу своей ментальности японские компании предпочитают рынки с низкой степенью риска, такие как Ближний и Средний Восток, Юго-Восточная Азия, Северное море. Во главу угла бизнесмены из Японии прежде всего ставят стабильный инвестиционный климат и понятные правила игры. Похоже, что условия в прикаспийских государствах пока в эту систему ценностей вписываются с трудом.
Второй аспект – расходы на транспортировку углеводородов. Так, поставка одного барреля центральноазиатской нефти из акватории Черного моря на японский рынок обходится на $1,2 дороже, чем ближневосточной из Персидского залива. К этому нужно добавить и издержки на трубопроводную или железнодорожную доставку до нефтеналивных портов. Конечно, идеальным вариантом для японцев был бы своп через Иран, однако эта возможность ограничена по ряду известных политических причин.
К тому же, по словам представителя JOGMEC, сырая каспийская нефть слишком качественна, а потому дорогостояща для японских НПЗ, которые спроектированы под высокосернистую нефть Ближнего и Среднего Востока. Так, среднее содержание серы в нефти, которую сейчас импортирует Япония, составляет 1,4–1,5% (в тенгизской – 0,6%). Примечательно, что такой наболевший для казахстанских нефтяников вопрос: куда девать выделяемую серу? – привел японца в явное недоумение. В конце концов он заявил, что «никогда не слышал о том, чтобы эта проблема в Японии поднималась на национальном уровне».
Как бы то ни было, японские нефтяные игроки на нашем рынке сегодня практически не представлены. Лишь INPEX владеет миноритарной долей (7,56%) в Северо-Каспийском проекте. Хотя в Азербайджане та же INPEX и Itochu имеют, соответственно, 10% и 3,9% в проекте АЧГ, а также 2,5% и 3,4% – в БТД.
Тем не менее диверсификация источников энергоресурсов для Токио – жизненная необходимость. А потому как заявил г-н Фурухата, при условии, что прикаспийские страны будут действительно заинтересованы в долгосрочном сотрудничестве с крупным и стабильным потребителем энергоресурсов, каким является Япония, JOGMEС, как государственная структура, готова взять на себя значительную долю рисков частных японских компаний, если те все же решатся войти в региональные проекты по разведке и добыче (E&P).
Схожие проблемы в энергетической сфере испытывает и Южная Корея, которая, не имея собственных месторождений нефти, сумела создать мощнейшую нефтеперерабатывающую и нефтехимическую индустрию. Сегодня эта страна потребляет около 3 млн баррелей нефтяного эквивалента и 4 млрд кубических футов газа в день, что делает ее пятым нефтяным импортером и седьмым крупнейшим потребителем энергии в мире. При этом за счет собственных ресурсов Корея может обеспечить лишь 5,72% своей потребности в энергоносителях. И этот дисбаланс год от года растет.
Для того чтобы добиться стабильного и устойчивого энергоснабжения, Сеул постоянно отслеживает ситуацию на глобальном рынке и недавно запустил т. н. Третий стратегический план развития бизнеса по разведке и добыче УВС. Он поощряет как национальную нефтяную компанию, так и частные предприятия к расширению их участия в зарубежных проектах E&P.Для поддержки экспорта инвестиций правительство Южной Кореи предоставляет субсидии компаниям, разрабатывающим энергоресурсы за ее пределами, при этом их размер постоянно растет. По словам г-на Рю Сангсу, генерального директора Каспийского филиала Корейской национальной нефтяной корпорации (KNOC), только в 2008 году на эти цели выделено около $4 млрд, что на 57,6% больше, чем в 2007-м. Более того, в текущем году объем инвестиций в нефтегазовые проекты будет увеличен до $5,2 млрд. Кроме того, в Южной Корее создан Фонд разработки ресурсов, в который привлекаются средства не только государства, но и институциональных инвесторов. Как результат, по итогам 2008 года более чем 60 корейских компаний имели долю в 155 нефтяных и газовых проектах в 53 странах мира, а их общая обеспеченность запасами составила около 950 млн баррелей нефти и 150 млн т газа.
Один из ключевых вопросов для Сеула – диверсификация энергетической зависимости от Ближнего Востока. Почти 83% сырья для местной нефтехимической индустрии импортируется из этого региона. А потому если ранее корейцы фокусировались на новых проектах в Юго-Восточной Азии, Западной Африке, на Ближнем Востоке, то в принятом Третьем плане в качестве приоритета рассматриваются Южная Америка, страны СНГ и Центральная Азия.
Вот почему пока Японию терзают «смутные сомнения», Южная Корея уже добилась определенных успехов на нашем рынке. В 2005 году KNOC открыла свое представительство в Алматы, а в 2006 – в Ташкенте. Как отметил г-н Рю, на сегодняшний день компания уже участвует в двух проектах в Узбекистане и четырех – в Казахстане, а объем ее инвестиций в геологоразведку и на операционные расходы в прошлом году составил $200 млн.
В список казахстанских активов KNOC входят блоки АДА (площадью 2630 км2) и Егизкара (1727 км2) в Актюбинской области. В обоих проектах партнерами KNOC выступают LG International и казахстанские частные инвесторы. Проекты пока находятся на стадии разведки, хотя на блоке АДА уже обнаружена нефть и сейчас он переходит в стадию эксплуатации. Кроме того, в составе консорциума корейских компаний KNOC ведет 2D-сейсморазведку на расположенном на северо-востоке Казахстана газовом месторождении Южно-Карповское. Партнером по этому проекту выступает казахстанская Meridian Petroleum.
Наконец, в мае текущего года НК «КазМунайГаз» передала корейскому консорциуму во главе с KNOC 27% доли в контракте на разведку участка Жамбыл (1935 км2) в северной части КСКМ с прогнозными запасами более 120 млн т нефти. Согласно условиям договора корейская сторона должна полностью профинансировать работы по геологоразведке на сумму в $41 млн. Кроме того, контракт предусматривает выплату корейцами подписного бонуса в размере $3 млн. Первая разведочная скважина должна быть пробурена в 2011 году. Если бурение окажется удачным, то инвестиции в данный проект в течение всего периода эксплуатации могут достичь, по оценкам KNOC, $15 млрд.
Примечательно, что, в отличие от той же Японии, вопросами транспортировки и маркетинга добытой нефти Южная Корея особо не «заморачивается». Как утверждает г-н Рю, в конце концов каспийские углеводороды всегда можно продать в Европу, а на вырученные деньги закупать сырье для собственных нужд на близлежащих рынках.
Старый друг лучше новых двух?
Принято считать, что минеральные ресурсы Казахстана уже давно поделены между западными инвесторами первой волны, а потому может показаться, что азиатские страны несколько опоздали к разделу сырьевого пирога. Однако это несколько преждевременный вывод, поскольку в своем стремлении получить статус одного из мировых лидеров нефтедобычи Казахстан делает ставку на потенциал Каспийского шельфа, а здесь, похоже, главные открытия еще впереди.
Первую кашаганскую нефть мы в лучшем случае увидим не раньше 2013 года, к тому же презентованная с помпой Программа освоения КСКМ уже давно сорвана как по срокам, так и по заложенным в ней показателям добычи. Разведочное бурение, проведенное в 2008-ом и 2009 году российскими компаниями на целом ряде шельфовых месторождений, результатов так и не дало. Все это сильно снижает оптимизм в отношении «большой каспийской нефти» и, соответственно, негативно влияет на инвестиционную привлекательность оффшорных проектов. Более того, некоторые российские эксперты все чаще говорят о том, что запасы каспийских шельфовых месторождений сильно переоценены.
Конечно, можно было бы сослаться на технологическое отставание российских нефтяников от их западных коллег. Однако последние, на фоне сокращения глобального спроса на нефть, неблагоприятной ценовой конъюнктуры, а также собственных финансовых проблем, все более тщательно подходят к формированию своих инвестиционных программ, в том числе и в Казахстане. В то же время страны Дальнего Востока, гораздо меньше пострадавшие от экономического кризиса, по-прежнему обладают значительными финансовыми ресурсами, а потому могут оказаться реальной альтернативой при выборе партнеров по еще не распределенным блокам КСКМ.
По словам г-на Фурухата, к основным преимуществам сотрудничества с японскими компаниями можно отнести: 1) возможность стабильного сбыта в Японии и Азии, 2) сильную техническую поддержку со стороны ведущих инжиниринговых компаний (JGC, «Чиеда», «Тойота инжиниринг» и др.), а также 3) доступ к мощному японскому финансовому сектору.
Готова поделиться своими деньгами, опытом и ноу-хау и Южная Корея. Как отмечает г-н Рю, корейские компании с полным пониманием относятся к таким инициативам, как повышение казахстанского содержания, обучение отечественных кадров и развитие местных сообществ. К тому же эти страны, скорее всего, окажутся более восприимчивы к тому, чтобы сочетать совместные нефтегазовые проекты с созданием в Казахстане современных промышленных производств в других отраслях.
Более того, Япония, ориентирующаяся на долгосрочную взаимозависимость со своими поставщиками, в обмен на доступ к разработке энергоресурсов также практикует передачу доли в собственных нефтеперерабатывающих и сбытовых компаниях. Так, 15%-ной долей в японской компании Showa-ShellOil, которой принадлежит 12,5% внутреннего рынка нефтепродуктов, сегодня владеет арабская SaudiAramco. А национальная инвестиционная компания IPIC эмирата Абу-Даби в рамах стратегического партнерства получила 20%-ную долю в CosmoOil, которая занимает 13,4% японского рынка. Как заявил г-н Фурухата, такое сотрудничество позволяет продлевать срок действия лицензий на разведку и добычу нефти на Ближнем Востоке.
Кстати, арабские инвесторы оказались наиболее сговорчивыми партнерами и для Казахстана. Так, в середине июня НК «КазМунайГаз», ConocoPhillips и Mubadala Development Company (государственное акционерное общество со штаб-квартирой в Абу-Даби) завершили сделку по совместному освоению морского нефтегазового месторождения «Н», извлекаемые запасы которого оцениваются в 270 млн т условного топлива. Стороны договорились, что управление проектом на стадии разведки будет осуществляться совместной операционной компанией, в которой КМГ принадлежит 51%, а ConocoPhillips и MubadalaDevelopmentCompany – по 24,5%. В последующем, в период добычи, «КазМунайГаз» будет являться 100%-ным владельцем операционной компании. Как отметил в интервью российскому агентству RusEnergy первый вице-президент КМГ Максат Иденов,впервые контракт на недропользование был заключен Казахстаном не на дискриминационных условиях. После того как все расходы инвесторов будут возмещены, львиная доля будущей прибыли от продажи нефти достанется республике, еще одна часть – «КазМунайГазу» и лишь то, что останется, – иностранным партнерам. Кроме того, Казахстану будут выплачены подписной бонус и бонус обнаружения. Но самое главное – этот контракт не стабилизирован законом. И если снова будут расти цены на нефть, то республика вправе будет вводить любые налоги, чтобы удержать рентабельность проекта, а будущую прибыль честно делить с инвесторами пополам. Необходимо отметить, что помимо американско-арабского консорциума, на участие в проекте претендовал и наш старый партнер по Кашагану – британо-нидерландская Shell, однако его условия Астану не удовлетворили.
Резюмируя сказанное, можно сделать вывод, что в нынешних условиях известную пословицу «старый друг лучше новых двух» вряд ли стоит рассматривать как аксиому применительно к казахстанским нефтяным интересам.