Почему у Казахстана нет шансов увеличить свою долю в Кашагане

North Caspian Operating Company (NCOC), разрабатывающее Кашаган, сообщила, что 4 июля накопленный объем добычи нефти компании с момента запуска месторождения в 2016 году достигла 1 млрд баррелей.

Компания отметила, что «этот исторический рубеж свидетельствует о стабильном производстве и прогрессе Северо-Каспийского проекта».

«Это достижение действительно представляет собой результат бесчисленных часов упорной работы, продуманных решений и настоящей преданности, которую каждая из вовлеченных сторон привнесла в нашу производственную деятельность», – говорится в поздравлении управляющего директора NCOC Джанкарло Рую, которое опубликовано на сайте компании.

Кашаган – сверхгигантское нефтегазовое месторождение, извлекаемые запасы которого, согласно оценке NCOC, составляют примерно 9-13 млрд баррелей или 1–2 млрд тонн. Получается, от 7 до 11% из этих запасов уже извлечены.

«Сегодня счастливый день для казахстанского народа. Открытие нефти на Кашагане – огромное подспорье для нашей независимости, для нашего будущего процветания, улучшения жизни наших людей. Большие надежды казахстанцев оправдались», – сказал в июле 2000 года на презентации Кашагана тогдашний президент страны Нурсултан Назарбаев.

Месторождение расположено в 80 км от города Атырау в Каспийском шельфе, где глубина воды 3-4 метра. А сами залежи находятся на глубине более 4,2 тыс. км. Коммерческая добыча на Кашагане началась в 2016 году.

Соглашение о разделе продукции (СРП) по Северо-Каспийскому проекту действует с 1997-го по 2041 год. Участники проекта: Eni, ExxonMobil, Shell и Total – каждая по 16,81%, КМГ (16,88%), CNPC (8,33%) и Inpex (7,56%).

С момента начала реализации проекта было много происшествий и событий вокруг него. Дошло до того, что сегодня правительство и акционеры NCOC (кроме КМГ) судятся на международном арбитраже. Сумма иска властей к консорциуму, по разным оценкам, составляет $160 млрд. Официально, Министерство энергетики подтвердило информацию о $13 млрд расходах оператора, которые правительство не признает.

Как можно увеличить доходы от Кашагана

«Сейчас проект на первой фазе освоения месторождении, и дает около 450 тыс. баррелей нефти в сутки (б/с). Если бы сейчас была уже вторая фаза, то объем производства был бы в два раза больше, а если бы третья, то в три раза. Месторождение открыли 25 лет назад, а запустили добычу спустя почти 17 лет. Я бы не сказал, что на проекте достигнуты отличные результаты», – говорит нефтегазовый аналитик Абзал Нарымбетов, комментируя сообщение NCOC о достижении 1 млрд баррелей накопленной добычи.

При этом сегодня доля государства составляет всего 2% от общей прибыли компании. И она может вырасти только в трех случаях: 1. когда на месторождении накопленная добыча достигнет 3 млрд баррелей; 2. когда добыча достигнет уровня рентабельности. 3. когда проект окупит все затраты инвесторов на реализацию первой фазы, которые составляют $60 млрд.

«При этом все три сценарии не осуществимы до 2030-х. Потому что на текущий момент только первая фаза освоения Кашагана была одобрена, что подразумевает добычу 20 млн тонн в год или около 400-450 тыс. б/с. Пока полностью не запустят вторую фазу, Кашаган будет давать только такой объем нефти. А при таком уровне добычи 3 млрд баррелей можно достичь только через 17 лет, то есть примерно к концу 2030-х или же к моменту завершения лицензионного период», – считает эксперт.

Он объясняет, что при реализации второго сценария доля государства в прибыли может вырасти, если уровень рентабельности будет выше, чем ожидалось. Но пока инвесторы не возместят все затраты, то и уровень рентабельности не вырастет.

Третий сценарий возможен в том случае, если Кашаган возместит все $60 млрд расходы инвесторов плюс аплифт (Uplift), то есть траты на обслуживание долга. LIBOR (процентная ставка) изначально был 5%, то есть ежегодно долг по вложенным инвестициям повышается на 5%. Потом во время последних разбирательств правительство смогло снизить его до 2,5%. Даже с учетом этого через 15-20 лет долг по затратам вырастет до почти $100 млрд. Учитывая, что годовая добыча составляет 20 млн тонн, Кашаган со всеми расходами ежегодно будет зарабатывать где-то в районе $7-8 млрд, и окупить $100 млрд получится тоже почти к концу лицензионного периода. То есть третий вариант – тоже не реален.

Ускорить повышение доли в прибыли Кашагана можно только в том случае, если сумма существующих затрат будет понижена.

«Сейчас идет арбитражное разбирательство между правительством и акционерами Кашагана. По моим сведениям, правительство намерено сократить объем исторических затрат с $60 млрд до $40 млрд, то есть оспорить правомерность $20 млрд. Тогда доля государства в доходах может вырасти раньше, чем ожидалось», – отмечает нефтегазовый аналитик.

Есть еще один вариант – это если акционеры Кашагана запустят вторую фазу, которая ускорит добычу, и накопленная добыча достигнет 3 млрд баррелей раньше, чем ожидалось. Однако, если полноценно запустят вторую фазу, то добыча увеличится в два раза. Тогда необходимый объем производства можно достичь уже не в конце, а где-то в середине или в начале 2030-х.

«Но тут есть такой парадокс – если запустят вторую фазу, добыча увеличится вдвое, но вырастут также и затраты. То есть акционерам это не выгодно. Потому что они уже не смогут вернуть инвестиции до конца контракта. По сути это такая ловушка для обеих сторон (правительство и акционеры). Они никак не смогут запустить вторую фазу, пока не разберутся по стоимости Кашагана (уже вложенным инвестициям в проект)», – полагает эксперт.

Помог привлечь инвестиции

В начале 2000-х, когда открыли Кашаган, то объявили, что это самое большое открытие за последние 40 лет, что добыча достигнет почти 1,5 млн б/с, что будут привлечены инвестиции на другие потенциальные морские структуры. Конечно, благодаря месторождению было привлечено очень много внимания к Казахстану, инвесторы начали вкладывать в геологоразведку на Каспии – это был самый большой плюс от проекта. Республике в конце 1990-х удалось привлечь американских и европейских инвесторов, чтобы они вкладывали в Каспийский шельф, казахстанская и российская части которого вообще не разрабатывались во время СССР.

«В отличие от нас соседние постсоветские страны, такие как Узбекистан, Туркменистан и Кыргызстан, не смогли привлечь столько капитала после обретения независимости. У Азербайджана также получилось привлечь инвестиции. При этом СРП у них (на морских проектах) с британской BP намного лучше работает, чем у нас по Кашагану», – считает Нарымбетов.

По его словам, Россия тоже смогла привлечь иностранные инвестиции в свои нефтегазовые проекты. Хотя в РФ мажоритарными акционерами всегда оставались российские компании. То есть 90% добычи нефти по стране давали собственные компании. А у нас наоборот, 90% добыча в какой-то момент приходилось на иностранные компании. Сейчас доля иностранцев составляет примерно 60-70%.

«То есть благодаря Кашагану удалось привлечь инвестиции. Но, как мы видим, сам проект не стал прибыльным для страны. В отличие от него на Тенгизском проекте государство сегодня получает почти 65% от общей прибыли предприятия, а акционеры – 35%. На Карачаганаке государство получает примерно 60-70%», – отмечает аналитик.

Он объясняет, что в отличие от Кашагана, на Тенгизе реализовали три полноценных фаз освоения месторождения. Участники проекта вернули все затраты по первым двум фазам, и сейчас окупают третий этап. На Карачаганаке были реализованы две фазы освоения. Третью фазу акционеры не запустили, потому что на этом этапе должны были построить на месторождении газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Но акционеры не хотят запускать 3 фазу, потому что боятся, что не смогут вернуть вложенные инвестиции. Тем не менее, Тенгиз, Карачаганак и все другие месторождения дают больше денег государству, чем Кашаган, который при этом по уровню добычи нефти уступает только Тенгизу.

СРП по Кашагану и Карачаганаку по своей структуре не отличаются. Просто на Карачаганаке начали внимательно следить за расходами оператора уже где-то в середине реализации проекта, а на Кашагане спохватились очень поздно. Государству с самого начала надо было жестко контролировать все расходы по проекту, не доводя до состояния, когда потраченные $60 млрд уже никак не вернуть до конца контракта.

Для сравнения, в 2024 году на Кашагане было добыто 17,4 млн тонн нефти, при этом NCOC заплатила в бюджет всего 210,8 млрд тенге налогов, на Карачаганаке – 11,1 млн тонн, а Карачаганак Петролиум Оперейтинг (КПО) перечислил в госказну свыше 1,1 трлн тенге. ТШО при добыче 27,8 млн тонн, выплатил государству более 3 трлн тенге.

«Если мы хотим, чтобы проект был прибыльным для государства, то правительству необходимо доказать на арбитраже, что часть затрат на самом деле были неправильно учтены. Нужно довести до конца судебное разбирательство, и найти компромиссное решение, договориться с акционерами и запустить новые фазы освоения месторождения. Потому что давление на месторождении падает и через какое-то время уже не будет смысла запускать следующие этапы разработки. То есть месторождение с таким потенциалом останется не востребованным. Со временем, когда давление упадет, уже надо будет тратить дополнительные деньги и усилия, чтобы добывать нефть», – резюмирует Абзал Нарымбетов.

Фатальная ошибка?

Но одной из главных ошибок, которую допустил Казахстан, наверное, является выбор оператором разработки Кашагана итальянскую Eni.

На Тенгизе оператором является Chevron, которая сама решает, что, как и когда надо делать, и сама же неуклонно выполняет поставленные задачи. Конечно, и на Тенгизе бывают свои перерасходы, сдвиги по срокам запуска проектов, по фазам освоения, но тем не менее акционеры «Тенгизшевройл» (ТШО) все же смогли реализовать все стадии освоения месторождения.

И на Карачаганаке, в общем-то, тоже неплохо все складывается. В 2008 году проект себя окупил и теперь большую часть прибылей от месторождения получает государство.

Кашаган – сложное месторождение, возможно, одно из самых сложных в мире, расположенное в самом чувствительно регионе, на Северном Каспии, где вода неглубокая, где никогда ранее не разрабатывали месторождение, имеющее такое чрезвычайно высокое пластовое давление, высокое содержание серы. Нельзя было отдать его Eni, которая в тот период, в конце 1990-х, по объемам добычи была такой же компанией, как сегодня КМГ.

При этом у нас была возможность сделать оператором таких нефтегазовых гигантов, как Exxon, Shell, BP или Total, имеющих гораздо больше опыта работы на шельфовых проектах. Такой сложный проект надо было отдать оператору, который мог бы реализовать его также, как например это сделала Chevron на Тенгизе.

В самом начале при выборе оператора Total и Shell предупреждали, что проект невозможно запустить меньшими затратами и в короткие сроки. Но мы выбрали Eni, предложившую самые низкие цены и самые короткие сроки запуска. Итальянская компания обещала инвестировать в первую фазу всего $8 млрд, а начать добычу уже в 2005 году. Потом сроки отодвинула на 2007 год, а затраты увеличила до $10 млрд. И так несколько раз пересматривали сроки запуска и стоимость реализации проекта. И в конечном итоге затраты выросли до $60 млрд, а коммерческая добыча началась только осенью 2016 года. При этом ожидаемую добычу снизили сперва с 1,5 млн до 1,2 млн б/с, а на данный момент она составляет не больше 450 тыс. б/с, то есть в три раза меньше, чем ожидали.