Кому выгоден отказ от строительства ГПЗ на Кашагане

О необходимости строительства своего газоперерабатывающего завода (ГПЗ) на Карачаганаке говорится не первый десяток лет. Несмотря на то, что месторождение газоконденсатное, оно не производит природный газ, пригодный для потребления. Весь карачаганакский товарный газ идет в Казахстан через Россию. Почему так происходит? Об этом Exclusive.kz поговорил с нефтегазовым экспертом, директором общественного фонда «Energy Monitor» Нурланом Жумагуловым.

– Недавняя приостановка Оренбургского ГПЗ после атак украинских беспилотников в очередной раз обнажила проблемы с переработкой газа на Карачаганаке. Месторождение эксплуатируется уже около 30 лет, но до сих пор не имеет собственного завода, чтобы перерабатывать попутный газ. Почему?

– Оренбургский газохимический комплекс является одним из крупнейших в мире. Его мощность переработки – свыше 35 млрд куб. м ежегодно. В советское время вся инфраструктура Карачаганака была связана с ним. Изначально иностранные инвесторы, взяв в эксплуатацию месторождение, планировали сжигать попутный газ. Однако у нас экологическое законодательство с каждым годом ужесточалось и штрафные санкции за сжигание газа были очень высокими. Так в 2001 году было создано совместное предприятие (50/50) между национальной компанией «КазМунайГаз» (КМГ) и российским Газпромом – ТОО «КазРосГаз», которое договорилось с Оренбургом на процессинг сырого карачаганакского газа.

СП покупало сырой газ у оператора КПО, доставляло его на ГПЗ в Оренбурге, оплачивало за процессинг, и реализовывала полученные в результате переработки готовые продукты – конденсат, пропан-бутан и метан, то есть товарный природный газ.

Товарный газ частично экспортировался, частично шел на нужды внутреннего рынка Казахстана. Это было успешное предприятие, которое приносило дивиденды КМГ. И эта схема в принципе устраивала акционеров КПО. Но газовый фактор рос. И на сегодня оператор закачивает обратно в пласт 60% добытого на месторождении газа. Около 8-9 млрд куб. м отправляет в Оренбург на переработку. Но все равно газовый фактор растет. Из-за этого для утилизации газа и для поддержания пластового давления на Карачаганаке построено и работает пять компрессоров по закачке газа. Шестой компрессор будет введен в следующем году. То есть эти шесть компрессоров могут закачивать свыше 15 млрд куб. м газа в год. Но поскольку добыча газа растет, акционеры рассчитывали на возможность строительства на месторождении дополнительного ГПЗ, вместо компрессора, для переработки 4 млрд куб. м сырого газа. Это в дополнение к тем объемам, которые перерабатываются в Оренбурге.

Ситуация такова, что Оренбургскому комплексу свыше 50 лет. Он часто встает на ремонт – плановый и неплановый. Во время ремонтных работ добыча на Карачаганаке снижается в среднем на 25%, из-за чего КПО вынужден ограничивать добычу конденсата, потому что нет возможности утилизировать попутный газ.

И акционеры приняли решение построить ГПЗ на месторождении. Обсудив это с проектировщиком и сделав расчеты, они пришли к выводу, что новый завод будет стоить свыше $5 млрд. В эту сумму входят затраты на само строительство ГПЗ, прокладка газопроводов внутри промысла, ввод дополнительных новых скважин и т.д.

Акционеры КПО: итальянская Eni (29,25%), британская Shell (29,25%), американская Chevron (18%), российский Лукойл (13,5%) и КМГ (10%).

При этом остается неизвестным, по каким ценам они могли бы продавать газ на внутренний рынок компании QazaqGaz и экспортировать пропан-бутан (сжиженный нефтяной газ) учитывая, что новый комплекс способен выпускать до 700 тыс. тонн пропан-бутана в год. К примеру, в Оренбург мы отправляем 8 млрд куб. м, и получаем 300 тыс. тонн сжиженного нефтяного газа. То есть новый завод при переработке вдвое меньше сырья может выпускать вдвое больше сжиженного газа. Экспортная цена этого газа $400 за тонну и выше, а значит, можно зарабатывать сотни миллионов долларов на его экспорте.

Акционеры посчитали проект дорогим и попросили государство помочь и взять на себя часть расходов в размере $1 млрд, либо продлить действующее окончательно соглашение о разделе продукции (ОСРП) на 5 лет. Государство не согласилось. Правительство предложило оптимизировать проект, поменять конфигурацию завода, чтобы снизить его стоимость. Процесс переговоров затянулся и в конце концов минэнерго заявило, что, если акционеры не будут реализовывать проект, то Казахстан построит ГПЗ своими собственными ресурсами, возложив это на КМГ. Правда, со стороны нацкомпании четких подтверждений этого не было.

После недавнего инцидента из-за ограничения приемки сырого газа на ОГПЗ минэнерго повторно заявило, что строительство ГПЗ находится на контроле у главы государства, а КМГ поручено рассмотреть реализацию самостоятельно либо в партнерстве.

Но в любом случае, необходимо понимать, что ОСРП заканчивается в 2038 году, а газовый фактор на Карачаганаке растет. К 2030 году, к примеру, при добыче 31 млрд куб. м газа в год планировалось закачивать обратно в пласт 21 млрд. Это очень большие объемы. Такой же объем газа сегодня потребляется в Казахстане в год на внутреннем рынке.

Поэтому очень важно иметь свой ГПЗ. Когда срок ОСРП закончится этот завод у нас останется, на нем мы будем производить для себя товарный газ и пропан-бутан.

– Почему планируемый на Карачаганакский ГПЗ будет производить вдвое больше сжиженного газа, чем Оренбургский. А точнее, почему ОГПЗ не может производить столько же?

– Во-первых, он построен 50 лет назад. Там еще зависит от состава газа. Насколько я понимаю, на новый ГПЗ хотели поставлять более очищенный газ, с низким содержанием сероводорода и диоксида углерода.

А вообще изначально в ОСРП была норма, что при реализации третьей фазы освоения Карачаганака инвесторы обязуются построить ГПЗ. Правда не была указана мощность завода. Но третьей фазы не было. Акционеры остановились на второй фазе, назвав следующие этапы Фаза 2А и Фаза 2Б. Вместо строительства газоперерабатывающего завода они решили установить мощные компрессоры по обратной закачке газа для поддержания полки добычи.

– А когда они вместо третьей фазы решили реализовать Фазу2А и Фазу 2Б?

– Примерно 5-7 лет назад. Если прибавить последние 3-4 компрессора, то это, наверно, равнозначно строительству нового ГПЗ. Задача инвесторов сегодня – удерживать добычу на уровне 11 млн тонн конденсата в год. С этим они более или менее справляются.

– То есть, вы хотите сказать, что на те деньги, которые были потрачены на строительство этих 3-4 компрессоров, можно было построить новый газоперерабатывающий завод?

– Да, думаю, можно было. Но в любом случае понятно, что газовый фактор не сразу же растет. Он растет ежегодно. Компрессоры тоже вводятся каждые два-три года.

– Скажите, пожалуйста, чтобы понять, насколько инвесторам выгодно или невыгодно строить новый ГПЗ, по какой стоимости КазРосГаз покупает сырой газ у КПО, по какой – перерабатывает его в Оренбурге, и почем продает QazaqGaz?

– От этой схемы на самом деле выигрывают все стороны. Инвесторам – это меньше головной боли с утилизацией газа. Они реализуют сырой газ КазРосГазу по 10 тенге за 1 куб. м, ежегодно от 8 до 9 млрд куб. м. Переработка или процессинг на ОГПЗ стоит около $20 за 1 тыс. куб. м. Очищенный уже сухой газ или так называемый товарный газ, готовый к употреблению КазРосГаз продает QazaqGaz по 4,2 тыс. рублей за 1 тыс. куб. м. Получается, что 1 куб. м газа обходится QazaqGaz по 30 тенге. Так было раньше, по крайней мере.

А сейчас, возможно, цены изменились. Недавно, вице-премьер Роман Скляр подписал с Газпромом дополнительное соглашение на приемку карачаганакского газа в ОГПЗ, за счет чего он проведет модернизацию для обеспечения стабильной работы.

Таким образом, Казахстан в лице QazaqGaz получает дешевый газ, КПО находит способ утилизировать сырой газ, за счет чего дополнительно добывает около 2 млн тонн конденсата в год.

КазРосГаз зарабатывал, в основном, за счет реализации конденсата, продажи пропан-бутановой смеси, а также этана, полученных в результате переработки сырого газа в Оренбурге. И ежегодно, как минимум, $100 млн зарабатывало это совместное предприятие, где у КМГ 50%.

– Судя по всему, эта схема будет работать, как минимум, до конца срока ОСРП. А как еще можно было бы увеличить производство товарного газа на Карачаганаке? Как мы видим, потенциал для этого у месторождения есть.

– Основным источником дохода для инвесторов, акционеров КПО, является конденсат. Это легкая нефть, которая полностью идет на экспорт. Мы получаем 70% доходов от ее реализации, поскольку доля Казахстана в доходах проекта увеличилась. Сейчас главное – поддерживать пластовое давление и сохранять существующую планку добычи.

Да, можно было бы построить ГПЗ, но инвесторам это невыгодно.

Рассматривался вариант (в качестве альтернативы строительству нового завода) переработки карачаганакского сырого газа на ГПЗ Жаикмунай, расположенном в соседнем (около 170 км) Чинаревском месторождении. Но он тоже не реализовался. По крайней мере, у PSA (осуществляет функции полномочного органа правительства в ОСРП по Карачаганаку) была позиция, что у компании Жаикмунай не стабильное финансовое положение. Плюс еще этот ГПЗ не может принимать сернистый карачаганакский газ. Необходимо дополнительно строить комплекс по его очистке.

– Никто не хочет брать на себя финансирование его строительства?

– Не только. Видите ли, здесь снова возникает зависимость от третьей стороны – насколько стабильно будет работать ГПЗ Жаикмунай? Он на сегодня частично свой газ перерабатывает, частично – газ компании «Урал Ойл энд Газ», разрабатывающей месторождение Рожковское. Сейчас завод загружен на 20%. При этом «Урал Ойл энд Газ» планирует ежегодно наращивать добычу сырого газа и довести объем до 1 млрд куб. м в год. Там стоимость процессинга примерно $30 за 1000 куб. м.

«Урал Ойл энд Газ» платит заводу за переработку и получает товарный газ, который продает QazaqGaz, конденсат отправляет на экспорт, а пропан-бутан оставляет Жаикмунай.

Возможно было непонятно то, кому достанется пропан-бутан, получаемый при переработке карачаганакского газа. По крайней мере, стороны не смогли договориться.

– Действующее ОСРП по Карачаганаку заканчивается в 2038 году. Какая судьба ждет месторождение после этого, на ваш взгляд?

– Думаю, схема с Оренбургом будет также работать. Насколько мне известно, как минимум, еще на 25 лет подписали соглашение на приемку газа на ОГПЗ. При этом компрессоры по закачке газа в пласт также останутся.

Правда неизвестно, какой будет стоимость процессинга на Оренбургском заводе. Более того, цена продажи газа КазРосГазу была повышена. Хотя на сколько она выросла – тоже неизвестно. Пока никто не озвучивал ее.

То есть получается, что по новому соглашению, покупная цена сырого газа выросла и возможно еще повысилась стоимость процессинга на ОГПЗ.

– Как вы считаете, продлят контракт с нынешними акционерами КПО?

– На мой взгляд, смысла нет в этом продлении. Месторождение, на самом деле, не такое сложное. КМГ вполне может справиться самостоятельно с его дальнейшей разработкой. Тем более, если нацкомпания на свои собственные ресурсы построит ГПЗ.

С другой стороны, у КМГ нет сейчас свободных денег, которые она могла бы потратить на его строительство. Поэтому, возможно, она пригласит инвестора и совместно с ним будет реализовывать проект, либо надо привлекать средства Нацфонда.

Мое видение – средства на строительство завода должны быть выделены из Нацфонда. При этом должен быть инструмент прямого финансового участия государства в крупных стратегических проектах, по примеру Норвегии. Когда государство участвует в проектах с долей в 49%, но не оперирует, а сидит в качестве пассивного инвестора, получая дивиденды, которые поступают напрямую в бюджет, а не в нацкомпанию. Это, в том числе, снижает риски. Ведь проекты могут быть и провальными.  

Все-таки КМГ публичная компания. А со временем, я уверен, она выйдет на SPO – вторичное размещение акций. Поэтому она постепенно будет становиться более частной компанией.

– А как долго, на ваш взгляд, смогут поддерживать добычу на уровне 10-11 млн тонн в год?

– Полагаю, еще 10 лет смогут. Но в любом случае добыча нефти упадет, а газовый фактор будет увеличиваться. Думаю, через 20 лет Карачаганак станет больше газовым месторождением. Поэтому важно, чтобы к тому моменту у Казахстана на месторождении был собственный газоперерабатывающий завод.