Крупнейшие нефтегазовые проекты России

Не так много найдётся аналитиков, предрекающих нефтегазовой отрасли безоблачное будущее. Большая часть этой братии пытается поставить крест на указанном направлении экономики. Кто-то считает, что отказ от нефти произойдёт из-за перехода человечества на электромобили, иные полагают, что причина всему – истощение запасов «чёрного золота». Но всё это лишь разговоры, которые никак не помешают российским нефтегазовым компаниям интенсивно осваивать новые проекты.

Доказательством сказанному стоит считать брошенные на добычу и разработку ископаемых богатств немалые деньги. Всё дело здесь в полной уверенности по поводу рентабельности и прибыльности отрасли, по крайней мере, на ближайшие десятки лет. Об этом свидетельствуют крупнейшие проекты ряда российских компаний, которым волей судеб предстоит сыграть роль исходной точки роста на многие годы вперёд.

Крупнейший игрок рынка – Амурский газоперерабатывающий завод

Расположение Амурского ГПЗ

Деятельность этого газоперерабатывающего кластера сосредоточена в области первичной переработки природного газа. Такому положению немало способствует строительство завода на пути газопровода «Сила Сибири», по которому и будут происходить поставки природного газа в Китай.

О ценности задействованного месторождения, как нельзя лучше говорят входящие в природный газ компоненты. Прежде всего – это чистый метан, без которого не обходится жилищный сектор, промышленность и, нуждающиеся в топливе электростанции. Также не следует забывать про этан, пропан, бутан, пентан-гексановую фракцию и гелий, которые будут подвергнуты дальнейшей глубокой переработке с целью получения продуктов с более высокой добавленной стоимостью. Вот как раз для выделения этих, особо ценных компонентов, и был разработан план относительно возведения Амурского ГПЗ. Указанное предприятие является тем самым пунктом, с которого будет отправляться в Поднебесную уже чистый метан.

Учитывая проектную мощность завода, есть все основания рассчитывать на ежегодную добычу 42 млрд кубометров природного газа. По компонентам ожидается такая картина:

  • Гелий – до 60 млн м³ в год.
  • Этан – около 2,4 млн м³ в год.
  • Пропан – около 1 млн м³ в год.
  • Бутан – около 500 тысяч м³ в год.
  • Пентан-гексановой фракции – около 200 тысяч м³ в год.

Стоит отметить, что самым ценным из всех составных частей признан гелий. И если рассчитывать на успешную реализацию интересующего проекта, у «Газпрома» будет достаточно шансов занять место крупнейшего производителя во всём мире. Об этом свидетельствуют и слухи относительно заметного истощения месторождений США.

По результатам 2020 года, ситуация относительно крупнейших производителей гелия имела такой вид:

  • Доля США, при объёме производства 74 млн м³ в год составила 52%;
  • Катар – 31% (при объёме 45 млн м³);
  • Ажлжир – 10% (ежегодно 14 млн м³);
  • Россия – 3.50% (5 млн м³);
  • Австралия – 2.80% (4 млн м³);
  • Польша – около 1% (1 млн м³).

Судя по прогнозу насчёт мирового потребления гелия, к 2030 г. цифра подпрыгнет до 238-312 млн м³. Поскольку производство осилит лишь 213-238 млн м³, то дефицит неизбежен. Ну и разумеется, это обстоятельство не может на повлиять на увеличение стоимости, что очень выгодно для «Газпрома». Только подумайте, какой будет выручка этого предприятия, когда ему по праву будет принадлежать 25% мирового объема производства.

Уверенность, что всё так и будет, удостоверяется запуском первых линий завода (09.06.2021 г.) и выходом на запланированную проектную мощность уже в 2025 году. Правда, по поводу точной оценки экономического вклада и сроков окупаемости проекта имеются кое-какие расхождения в мнении. К примеру, изначальная стоимость замысла приравнивали к 950 млрд руб., но судя по словам В.В.Путина в ходе церемонии запуска, инвестиции вышли за пределы 1 трлн руб.

Эксперты утверждают, что с выходом на проектную мощность объём ежегодной выручки достигнет 2,3 млрд долларов. Учитывая вклад в проект величиной в 1 трлн руб. и курс доллара сверх 72, окупаемости надо ждать примерно через 6 лет работы на полную мощность.

Сомнения насчёт точности подобных расчётов возникают исключительно из-за вероятных изменений в картине экспортных цен и валютных курсов.

Комплекс в Усть-Луге: прогнозы по мощности и объёмам

Комплекс в Усть-Луге

Одной из основ, обеспечивающих рост нефтегазовой отрасли, на ближайшие десятилетия принято считать сжиженный газ. Согласно мониторингу «Новатэка», приходится ждать увеличения спроса на СПГ в течение 2-х десятилетий, т.е., до самого 2040 года. Обоснованно предполагается, что возводимый Газпромом завод в Усть-Луге будет лидером по мощности в области переработки газа и объёмов производства в Северо-Западной Европе.

Учитывая проектную мощность в 45 млрд кубометров, можно рассчитывать на такую картину:

  • СПГ – 13 млн тонн;
  • Этановой фракции – до 3.8 млн тонн;
  • Сжиженных углеводородных газов (смесь пропана и бутана) – до 2.4 млн тонн;
  • Пентан-гексановой фракции – 0.2 млн тон.

Примечательно, что расположение завода запланировано в самом начале газопровода «Северный поток – 2», направленного из Усть-Луги в Германию. Запуск первых линий ожидается в последние месяцы 2023 г., а начало эксплуатации второй очереди намечено осуществить в самом конце 2024 года.

Расположение газопровода «Северный поток – 2»

О позитивном влиянии новых проектов говорят планы относительно прибавки к прежним показателям – 42 млрд м³ по Амурскому ГПЗ и 45 млрд м³ со стороны завода в Усть-Луге.

О мощностях «Ямал СПГ»

В сравнении с «Газпромом», делающим первые шаги в сфере производства СПГ, «Новатэк» сосредоточен на данной отрасли с 2017 г. И это просто потрясающе, что настолько уникальный завод на Ямале достигает мощности 17,4 млн тонн СПГ в год даже при условии подачи газа с Южно-Тамбейского месторождения полуострова Ямал. Удивительным в этом проекте стоит считать следующее:

  1. Расположение в арктической зоне, что благотворно сказывается на процессе сжижения газа.
  2. Наличие нескольких акционеров, включая «Новатэк», владеющий долей в 50.1%, французскую энергетическую компанию Total с 20%, китайские предприятия CNPC, которым принадлежит 20% и Фонд Шелкового пути, располагающий 9,9%.
  3. Запуск СПГ-заводов «Новатэка» – ещё один шаг к развитию российской Арктики, о чём свидетельствует введение в эксплуатацию посёлка Сабетта, начало работы аэропорта и специальных танкеров-газовозов.

Заработок посредством проектов «Новатэк» будет осуществляться двумя способами:

  • Экспорт СПГ;
  • Продажа долей иностранным компаниям (китайским и японским).

Благодаря последнему пункту, строительство «Ямал СПГ» обошлось для «Новатэк» без ощутимого увеличения долга. Притом, постепенная продажа долей в обсуждаемом проекте выглядела таким образом:

  1. Сделка с Total за 63 млрд руб. (2011 г.), обеспечившая 50% чистой годовой прибыли;
  2. Транзакция с китайской CNPC за 40 млрд руб. (2014 г.), принесшая 35% чистой прибыли за год;
  3. Соответствующее соглашение с Фондом Шёлкового пути за 74 млрд руб. (2016 г.), которое позволило получить 30% прибыли за год.

Если принять к сведению начало производства на первой линии в декабре 2017, то дать оценку по влиянию на выручку и прибыль представилось возможным лишь по результатам 2018 года. Стоимость реализации нефти и газа, составившая в 2016 г. 534 млрд руб., к 2018 выросла до 826 млрд руб., что гарантирует 55%. Прирост операционной прибыли с 152 до 228 млрд руб. приравнивается к 50%.

Согласно итогам 2020 г., можно сделать вывод насчёт доли в производстве природного газа «Новатэком», достигшей 23%. А если сложить процент природного газа и СПГ, то выручка будет равна 50%. Отсюда вывод: вклад Ямал СПГ в выручку составляет 11.5% Правда, с учётом превышения внутрироссийских цен на трубопроводный газ экспортными показателями, сумма окажется выше прогнозируемой.

Еще один проект «Новатэка» – «Арктик СПГ 2»

В этом случае суть вопроса заключается в производстве сжиженного природного газа. Если сравнивать с «Ямал СПГ», в настоящее время достигшим полной мощности, то новый проект пока что пребывает на уровне строительства. Проектная мощность «Арктик СПГ 2» – 19,8 млн тонн СПГ в год. Поставки газа планируется осуществлять с месторождения Утреннее полуострова Гыдан.

Что касается степени готовности указанного проекта, то после первого квартала 2021 г. она составила 39%, а завершённость первой линии производства – 53%.

Кроме «Новатэк», которому принадлежит 60% акций завода, в проекте участвуют такие инвесторы:

  • Компания Total, владеющая 10%;
  • CNPC (Китай) – 10%;
  • CNOOC (Китай) – 10%;
  • Японский консорциум Mitsui и Jogmec – 10%.

Продажа долей в проекте со стороны «Новатэк» состоялась в 2019 г. Выручка достигла 683 млрд руб, а общая прибыль за год – 883 млрд руб. Посредством продажи долей удалось сформировать прибыль за год величиной в 75%. Если сравнивать производственные мощности «Арктик СПГ 2» и «Ямал СПГ», то новый проект больше предыдущего на 14%. Так что, сопоставимым будет и процент вклада в выручку при условии дальнейшего роста.

Большой проект «Роснефти» – «Восток Ойл»

Расположение месторождений проекта «Восток Ойл»

Это мероприятие направлено на разработку нефтяных месторождений на севере Красноярского края и полуострове Таймыр. Представить масштабы будущего проекта позволяет ресурсная база всех месторождений, величина которой 6 млрд тонн нефти. О весомости такого вклада можно составить представление путём сравнения общего объёма запасов РФ на 2019 г. (14.7 млрд тонн) и мировых показателей (244,6 млрд тонн).

Подтверждённых запасов компании «Роснефть» на тот момент оказалось 5,7 млрд тонн нефтяного эквивалента. Но если учесть месторождения проекта «Восток Ойл», то удаётся выйти на увеличение объема доказанных запасов в 2 раза.

Особого внимание заслуживает и качество нефти. В отношении указанных месторождений стоит отметить минимум содержания серы (0.05%), что даёт шанс на превосходство над ближневосточными сортами и Brent.

Планируется, что объёмы добычи нефти согласно этому проекту, к 2024 г. составят 30 млн тонн, к 2027 – 50 млн тонн, к 2030 – 100 млн. Последняя цифра позволяет говорить уже о 43% от объёмов 2019 г. для всей группы «Роснефть».

Подобно проектам «Новатэка», «Восток Ойл» также будет иметь огромное значение в деле развития Арктики и Северного морского пути, по которому пойдут танкеры с нефтью.

Облегчением в финансировании проекта стоит считать продажу долей иностранным компаниям:

  1. Приобретение в 2020 г. 10% сингапурской компанией Trafigura, акцентирующей внимание на торговле сырьевыми товарами, принесло «Роснефти» 7 млрд евро.
  2. Продажа консорциуму компаний Vitol и Mercantile & Maritime Energy 5% акций в 2021 г.

Внимание к нефтяным месторождениям арктического шельфа

расположение платформы, на шельфе Карского моря

Точкой отсчёта для создания проектов относительно добычи на арктическом шельфе стала оценка Минприроды. Запасы Арктики даже по самым скромным подсчётам составляют 7,3 млрд тонн нефти и 55 трлн кубометров природного газа. Но следует учитывать, что 41% интересующих объёмов находится на морском шельфе. Пока что единственным проектом по добыче углеводородов на арктическом шельфе у нас является разработанный «Газпром-нефтью» вариант «Приразломное» (шельф Карского моря).

Судя по данным 2019 г., на интересующем месторождении имеется 70 млн тонн углеводородов, из которых в 2019 добыто 3.14 млн тонн. Кроме того, надо отметить особый сорт нефти с Приразломного. В этом случае говорится о ARCO – Arctic Oil, что характеризуется такими особенностями:

  • Более тяжёлая категория в сравнении с традиционными запасами;
  • Повышенная плотность;
  • Высокое содержание серы;
  • Низкий уровень парафинов.

Отсюда вывод: этот вид нефти полностью соответствует требованиям к сырью в нефтехимической отрасли. Причинами, из-за которых не многие компании стремятся к освоению арктического шельфа, стоит считать:

  • Высокая себестоимость в сравнении с разработкой традиционных месторождений. Рентабельность добычи нефти в подобных местах будет иметь место исключительно при ценах на неё в пределах 70-100 за баррель. В сравнении с обычными месторождениями, в отношении которых прибыльной будет даже стоимость 30-40 $ за баррель, здесь уже приходится рассчитывать на более высокий уровень минимально допустимых цен.
  • Слишком суровые условия добычи, включая низкую температуру, холодное море, загромождение льдом. В этом случае понадобятся специальные технологии разведывательных работ, установки платформы и энергообеспечения. Надо учитывать и сложности ликвидации последствий аварии и разлива нефти.

Группа горных пород в Западной Сибири

Географическое расположение Баженовской свиты

В нашем случае речь идёт о Баженовской свите, где нефть приходится искать среди группы горных пород на глубине 2-3 км. Местонахождение этого млн км указанных территорий – просторы Западной Сибири, скрывающие в себе от 18 до 60 млрд тонн углеводородов. Запасов такого объёма пока ещё не встречалось в России. Но сложность задачи состоит в том, что эффективных способов извлечения подобных богатств в стране не существует.

Как бы там ни было, а к 2025 г. запланировано в рамках федерального проекта добиться вовлечения в разработку 760 млн тонн имеющихся запасов. Достижение цели по рентабельности добычи объёмов Свиты, можно будет считать возможным благодаря технологическим разработкам «Газпром-нефть», которые неустанно ведутся в отрасли

Подведение итогов

Дать заключение насчёт прибыльности газовых проектов на многие годы вперёд позволяют прогнозы экспертов в области потребления различных видов энергии. Касательно спроса на нефть, нет никаких причин опасаться больших провалов и спадов потребления. Преградой для разработки трудноизвлекаемых месторождений может стать исключительно динамика цен на нефть и уровень гибкости в поведении самих нефтяных магнатов.

Комментарии
Минимальная длина комментария - 50 знаков, комментарии модерируются.
Комментариев еще нет. Вы можете стать первым!
Информация
Пожалуйста, зарегистрируйтесь или авторизуйтесь, чтобы оставлять комментарии на сайте.