Лилипуты в стране великановФилип Воробьев, коммерческий директор JKX Oil&Gas Новое поколение независимых производителей газа возникло в российской сфере разведки и добычи. И эти компании могут бросить вызов крупным игрокам, помогая оживить данный сектор.
Небольшие компании зачастую являются движущей силой в области разведки и добычи (E&P). Они - пионеры, новаторы и любители риска. Удивительный рост значимости топлива из нетрадиционных источников в Северной Америке не был детищем кого-либо из гигантов отрасли. Такие компании как Mitchell Energy, Chesapeake Energy и их коллеги дали первоначальный толчок: мелкие игроки, которые были более гибкими и достаточно цепкими, чтобы работать там, где крупные компании не решились бы, проложили путь для крупных компаний, чтобы в дальнейшем те последовали за ними.
Но Россия, один из главных мировых источников природного газа, нарушила эту традицию. Газовая промышленность России, как и ее нефтяная промышленность, остается «землей гигантов». «Газпром» стал доминировать в газовой промышленности России после распада Советского Союза. За последние 15 лет появилось несколько независимых производителей газа. Такие компании как «Итера», «НОВАТЭК» и ряд российских нефтяных игроков – «Роснефть», «ТНК-ВР», «Сургутнефтегаз» и «Лукойл» - перешли к добыче газа.
Но эти компании по-прежнему остаются крупномасштабными операторами с существенными запасами и производством. Но все может измениться. В последнее время в России начали появляться небольшие газовые компании. Созданные благодаря сочетанию западного и русского капитала и ноу-хау, они начали разрабатывать сотни мелких месторождений, открытых в советское время, но сейчас любо брошенных, либо оставленных нетронутыми «Газпромом» и первой волной независимых операторов. У этих мелких новичков в российском секторе разведки и добычи есть потенциал, чтобы играть важную роль в постепенной децентрализация газовой промышленности России в будущем. Успех этих игроков зависит от множества факторов. Самое главное, от будущей политики правительства.
Газовая промышленность России является высоко концентрированной. Из 671 млрд. кубометров газа, добытого в 2012 году, монопольный экспорт газа «Газпрома» составил 479 млрд. кубометров или 71% от общей суммы. Основная часть из 192 млрд. кубометров, выпускаемых другими компаниями, приходится на «НОВАТЭК», а также на российские нефтедобывающие компании, вырабатывающие в основном попутный газ с нефтяных месторождений, которые теперь все больше переходят к добыче природного газа как к самостоятельной деятельности.
За последние три-четыре года началась работа по ряду небольших газовых проектов - по российской системе классификации это месторождения с запасами менее 40 млрд. кубометров. Первый газ был произведен такими компаниями как Vostok Energy в Саратове, Volga Gas в Волгограде, Aladdin Oil & Gas в Республике Коми и совсем недавно AROG, совместным предприятием Alliance Oil и Repsol в Ханты-Мансийске.
Планируется еще одна дюжина или около того подобных проектов. В марте этого года полная производственная мощность была достигнута JKX Oil & Gas и ее дочерней компанией Yuzhgazenergy, которая работает на газовом месторождении Кошехабльское в Республике Адыгея на юге России.
Кошехабльское месторождение, которое было обнаружено в 1972 году, разрабатывалось и управлялось «Газпромом» и его советскими предшественниками. Однако оно уникально из-за его технической сложности. Основной продуктивный пласт месторождения находится более чем на
В 2006 году «Газпром» сдал лицензию на Кошехабльское месторождение после того, как обнаружил из-за специфики сухого газа, что он не смог достаточно очистить газ от примесей. Компания JKX привлекла нового оператора месторождения Yuzhgazenergy в 2007 году с целью переоборудования месторождения, увеличения производства и ввода инфраструктуры, которая бы соответствовала сложившейся специфике.
Идея заключалась в том, чтобы работать с существующими скважинами и установить оборудование по переработке, способное обрабатывать газ, содержащий H2S и CO2. Добыча началась в 2012 году, и в марте 2013 года на месторождении заработали три скважины, через которые выкачивались более 420 миллионов кубометров в год. Это примерно в два раза превышало пик добычи, достигнутый ранее на месторождении.
Следующим шагом станет расширение перерабатывающих мощностей на 50% за счет изменения текущего трубопровода и выкидных линий. Затем компания планирует бурить вглубь, чтобы, используя существующие скважины, дойти до пока неразработанного келловейского яруса примерно в
Появление этой новой группы небольших независимых компаний в сфере разведки и добычи в России было результатом нескольких факторов.
Наиболее важным обстоятельством стало постепенное повышение внутренних цен на газ в России. В 1990-х годах российский газ был эффективно использован в качестве бесплатного блага, чтобы поддерживать экономику, находящуюся в бедственном положении. Практически не делались инвестиции, чтобы вернуть месторождения в рабочее состояние или модернизировать трубопроводы, построенные Советами в 1970-х и 1980-х гг. Цены были установлены намного ниже затрат на разработку новых месторождений. Не то чтобы это имело большого значения, большинство счетов газ оставались неоплаченными.
Эта ситуация начала меняться в 2000-х годах. Когда экономические показатели начали расти, а вместе с ними и спрос на газ, правительство решилось поднять цены на газ для удовлетворения инвестиционных потребностей. В 2006 году правительство официально приняло политику повышения цен на газ, чтобы они соответствовали стоимости в Европе - основном экспортном газовом рынке России, где они в несколько раз выше, чем в России.
В то же время правительство России постепенно приходило к идеи конкуренции в газовой отрасли. Набор постановлений правительства в 1997-1998 годах урегулировал цены на газ, - это касалось всех, кроме «Газпрома» (и ряда изолированных производителей), и впервые было введено понятие «доступа третьей стороны» (ДТС). Однако правительство Владимира Путина воздержалось от полномасштабной реструктуризации и либерализации, предусмотренной реформаторами в правительстве Ельцина 1990-х годов. Доля внутреннего производства «Газпрома» постепенно снижались: доля добычи других компаний в России выросла с лишь 6% в 1998 году до почти 30% в настоящее время.
Финансовый бум
Постепенное превращение внутреннего рынка газа России с «черной дыры для субсидий» в потенциально массовый денежный источник совпало с международным финансовым бумом в 2000-х годах. Инвесторы со всего мира стекались в российскую сферу разведки и добычи. Результатом стало небольшое количество компаний, которые провели IPO, и рождение новых участников «газовой игры» в России.
Однако пока еще не пришло время для небольших производителей газа в России. Только 2,1 миллиарда кубометров газа в год - менее 0,3% от общего объема производства газа в России - было добыто 14 малыми газовыми компаниями, работающими в стране в 2012 году. В отличие от России тысячи мелких компаний, занятых в сфере E&P, работают на более геологически зрелых месторождениях Северной Америки. Тем не менее, у небольших газовых компаний есть куда расти. Компании, которые в настоящее время либо добывают, либо инвестируют в малый газовый бизнес при объединении запасов объемом более 500 млрд. кубометров имеют потенциал производить более 20 млрд. кубометров в год в течение следующих пяти лет.
Это сопоставимо по масштабам с основными западно-сибирскими газовыми проектами, такими как Роспан компании «ТНК-ВР» или с Харампурским газовым месторождением «Роснефти». Между тем, есть еще сотни газовых месторождений в частных руках, которые остаются неразработанными, и еще столько же, которые все еще находятся в так называемом «нераспределенном фонде», - то есть это депозиты, которые не были выставлены на торги правительством. Вдобавок к этому, «Газпром» и российские крупные нефтяные компании сохраняют лицензию на месторождения, которые слишком малы для них, чтобы развивать самостоятельно. Эти месторождения, в конечном счете, могли бы быть проданы. Таким образом, неразумно ожидать производства 30 - 35 млрд. кубометров газа в год с небольших месторождений ранее, чем в конце десятилетия при условии благоприятной инвестиционной среды.
Основным источником добычи для небольших газовых компаний в будущем могут быть южные регионы Россия, где в настоящее время работают JKX и другие стартапы. В Южном федеральном округе производится гораздо меньше газа, чем потребляется - около 20 млрд. кубометров в год против 50 млрд. кубометров в год - при этом большая часть этой продукции получена из Западной Сибири. Эта территория по-прежнему насчитывает значительное количество обнаруженных, но неразработанных запасов газа, а также те, которые еще могут быть потенциально обнаружены.
Южный регион может похвастаться почти 300 обнаруженными газовыми месторождениями, из которых лишь несколько находятся в разработке. Большая часть потенциальных запасов связывается с более глубокими пластами (
Главными проблемами разработки южных газовых месторождений с экономической точки зрения были высокие удельные затраты, значительная удаленность многих месторождений от магистральных трубопроводов и содержание сероводорода, который является общей проблемой на юге России. Тем не менее, хорошей новостью является то, что цены на газ в регионе также являются одними из самых высоких в России. Это потому что цены на газ устанавливаются на основе расстояния от основной добывающей газовой области в России - Ямало-Ненецкого АО. Таким образом, небольшие газовые проекты, расположенные на юге страны могут быть экономически привлекательными, несмотря на более высокие удельные затраты.
Появились дополнительные новые драйверы развития малой газовой промышленности в России. Крупные промышленные потребители газа в России все чаще заинтересованы в независимых источниках поставок, чтобы снизить риски долгосрочных последствий роста цен на газ. Наиболее ярким примером до сих пор является вступление компании «Еврохим», крупного производителя удобрений, в сферу разведки и добычи, приобретая компанию «Севернефть-Уренгой» в 2011 году. Между тем, два ключевых момента повлияют на экономичность малых газовых проектов в России: фактическая цена при реализации и будущие налоговые ставки на газ.
Цены на газ
Будущая динамика оптовых цен на газ для «Газпрома», установленная правительством России, которое выступает в качестве ориентира для промышленности, является предметом некоторых дискуссий. Официальная политика правительства все еще предусматривает 15% годовой рост цен до тех пор, пока паритет с Европой не будет достигнут. Но некоторые сомневаются, что с учетом нынешних высоких европейских цен, (до сих пор тесно привязанных к стоимости нефти), такое соотношение может когда-либо быть достигнуто. Помимо этого в течение многих лет независимые производители газа смогли получать надбавку к регламентированным ценам на газ, выплачиваемым «Газпрому», что указывает на дефицит доступного газа в России. Но эта картина изменилась, когда регулируемые цены выросли, а рост спроса замедлился.
Замедление темпов экономического роста, вызванное финансовым кризисом 2008 года, полностью изменили ситуацию. И сегодня многим независимым производителям придется согласиться на скидку регулируемой стоимости газа. Такая скидка может варьироваться от региона к региону. Таким образом, прогнозирование фактического при реализации уровня цен на газ в будущем не является легкой задачей. Другим важным неопределенным моментом является налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). В отличие от НДПИ на нефть из-за значительно более низких цен на газ и более высоких средних затрат на транспортировку в течение многих лет НДПИ на газ был сведен к минимуму. Тем не менее, правительство объявило о своем намерении повысить налоги на газ для покрытия дополнительных потребностей бюджета.
Правительство также планирует ввести формулу (в отличие от фиксированной ставки) на основе нескольких переменных, в том числе экспортных цен, региональных различий и конкретных расходов по проекту для определения цены на газ. Зарождающийся малый газовый бизнес является перспективным, но никто не застрахован от риска. Все без исключения небольшие газовые проекты, которые в последнее время были введены в эксплуатацию, пострадали от значительных задержек, перерасходов средств и ряда других проблем.
Россия, предлагая впечатляющую неразработанную ресурсную базу, одновременно предлагает и ряд проблем для разработчиков проектов. По иронии судьбы наиболее актуальные проблемы не обязательно те, которые обычно связаны с Россией и ее энергетической промышленностью, а относятся к посторонним вещам, а именно к политике, коррупции, вопросам, связанныи с имущественными правами, а для независимых газовых проектов - это доступ к трубопроводам «Газпрома».
Еще более обременительные трудности гораздо более приземленные, но это не делает их менее реальными. Одна из основных проблем возникает в секторе услуг. Структура сервисной промышленности России имитирует структуру своих клиентов производителей нефти и газа: она является высококонцентрированной с относительно небольшим количеством хорошо развитых компаний, заключающих контракты с российскими мейджорами. Они, как правило, либо взимают высокие проценты, либо предлагают небольшим компаниям контракты с гибкими условиями, которые позволяют им определить приоритетность своих самых важных клиентов.
Между тем, большая часть технических возможностей находится в Западной Сибири в самом сердце нефтяной и газовой промышленности России. В более сформировавшихся регионах небольшим компаниям, как правило, достается плохое оборудование и устаревшая практика управления. Для небольших добывающих компаний это, пожалуй, самая фундаментальная проблема ведения бизнеса в России. То, что, ожидается, будет сделано за несколько дней или недель в Соединенных Штатах, может занять несколько месяцев и стоить компании больше денег, чем было заложено в бюджете и, что еще хуже, ее репутации в глазах инвесторов. Тщательное планирование непредвиденных обстоятельств, связанных с подрядчиками, является абсолютной необходимостью для любого запуска независимого стартапа в газовом или нефтяном бизнесе.
Другой проблемой для разработчиков является нормативно-правовая база России. Ни для кого не секрет, что в России существуют значительные бюрократические препятствия для бизнеса в целом и для малого бизнеса в частности. Это особенно верно для нефтяной и газовой отрасли. Необходимы сотни разрешений от властей разных уровней для реализации проекта от начала до конца. Масштабы бизнеса мало влияют на количество тщательных проверок регулирующими органами.
Количество бумажной работы, по существу, одинаковы как для разработки 44 млрд. баррелей Самотлорского нефтяного месторождения, так и для месторождения с 1 млн. баррелей. В целом в этом нет ничего экстраординарного, поскольку большинство правительств пристально следят за нефтегазовыми проектами. Проблема, как правило, сводится к временным рамкам и, в конечном счете, к расходам, связанным с обработкой документов. Опыт показывает, что у большинства проблем, возникающих у небольших производителей углеводородов в России, действительно есть решение: сильная единая команда российских и западных специалистов, способных сочетать лучшее и избежать худшего из обоих опытов. Но собрать такую команду это легче сказать, чем сделать. Разработка небольших газовых месторождений, особенно тех, в которых присутствует значительная доля газоконденсатной жидкости, становится все более жизнеспособной бизнес-возможностью.
Другие операторы
Правительство России должно, по крайней мере, в теории поддерживать тенденцию возникновения небольших производителей газа. Это стало бы хорошим предзнаменованием для будущего развития зрелых нефтегазовых регионов, пытающихся привлечь инвестиции и создать дополнительные рабочие места и источники местного производства и, следовательно, более дешевую энергию. Новые источники поставок газа близкие к потребителю также выиграют от внутренней газотранспортной инфраструктуры. Вместе с мелкими игроками также придет квалифицированный персонал с детальным пониманием комплексных проектов E&P - в отличие от нишевых специалистов, которые преобладают у российских мейджоров в этом секторе. И если глобальная E&P промышленность чему-то вообще учит, то газ с небольших месторождений в конечном итоге станет новым источником технических и других инноваций - одним из основных приоритетов государственной политики России.
Однако правительство до сих пор не признало новых независимых производителей газа как самостоятельный «класс». Ни одного упоминания о развитии малого газового месторождения не найдено ни в одном из документов, что могло бы приоткрыть официальную точку зрения на будущее газа в России, например, в Энергетической стратегии России до 2030 года или в Генеральной схеме развития газовой отрасли России до 2030 года.
Наряду с этим продолжающаяся дискуссия об изменениях в налоговой газовой политике России воспринимается инвесторами как риск, но и как возможность. В конце концов, эти обсуждения способствуют лучшему пониманию ренты и будущей важности газовой отрасли России. Малые газовые проекты вряд ли создадут сверхприбыли, и их текущие бюджетные взносы незначительны. Введение налоговых льгот для газа с малых месторождений по аналогии с текущими налоговыми льготами для нефтяных, исходящих из размера резервов, сложности геологического строения и содержания газа, может обеспечить толчок для новой волны инвестиций. В конечном счете, это приведет к увеличению налоговых поступлений.
Ключевым элементом роста добычи из нетрадиционных источников в Северной Америке была политика правительства США. Начиная с конца 1970-х, власти инвестировали непосредственно в исследования сланцевого газа и предоставляли налоговые льготы для газа из плотных пород - долгосрочные инвестиции, которые окупились сторицей.
Оригинал был опубликован на английском языке в журнале Petroleum Economist |