На что могут претендовать российские нефтяники в Иране
Российские нефтегазовые компании готовы вложить до $20 млрд в добычу углеводородов в Иране, несмотря на сложный опыт работы в этой стране. Дешевые иранские ресурсы даже при отсутствии понятных условий сотрудничества остаются привлекательным активом, объясняют опрошенные ТАСС аналитики. Некоторые из них ожидают, что в ближайшем будущем отечественные нефтяные гиганты смогут выйти на подписание контрактов в Иране.
Уроки персидского
Получить доступ к иранской нефти российские компании пытаются более 15 лет. Первым, кому удалось войти в иранский проект стал “Лукойл”. В 2003 году компания создала консорциум с норвежской Statoil по разведке нефтяного блока Анаран. В 2005 году совместное предприятие (СП) уже отчиталось об открытии крупного месторождения Азар с запасами более 2 млрд баррелей.
Однако в 2007 году компания была вынуждена заморозить проект из-за введения в отношении Ирана американских санкций, которые ограничивали инвестиции в страну объемом до $20 млн. Санкции были вызваны активностью Ирана в ядерной сфере. В 2009 году “Лукойл” окончательно вышел из консорциума.
Заменить “Лукойл” на перспективном месторождении Азар тогда попыталась “Газпром нефть”. Однако в августе 2010 года Иран разорвал с компанией договор, сославшись на то, что “реализация проекта слишком затянулась”. Контракт в итоге был передан консорциуму местных компаний.
Добывать в Иране пыталась и “Татнефть”, которая в 2002 году по соглашению с RIPI (НИИ нефтяной промышленности Ирана) испытывала технологии повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Купал. В 2005 году компания даже создала СП “ПарсТат” с иранским фондом Mostazafan, которое, как объявлялось, “будет участвовать в тендерах, проводимых Министерством нефти Ирана”. Однако о получении компанией какого-либо контракта не сообщалось.
Второе дыхание
К 2016 году Иран, наконец, достиг договоренности с международным сообществом по ядерному вопросу и в январе санкции с него были сняты. Тегеран сразу же объявил о намерении привлечь в нефтяную индустрию страны до $85 млрд зарубежных инвестиций. Начался новый этап взаимоотношений между Ираном и иностранными инвесторами.
Некоторые из них, такие как Total, Eni, OMV и “Лукойл”, заявили, что вернутся в страну только после того, как власти усовершенствуют условия сервисного контракта buy-back (выкуп продукции – прим. ТАСС). Концепцию нового типа контракта, известную как Iranian Petroleum Contract (IPC), в иранском Миннефти уже разработали. Но его запуск неоднократно откладывался из-за возражений политических оппонентов действующего президента Хасана Роухани. Противники IPC выступают против того, чтобы иностранные компании владели долями в национальной добыче.
Эксперты, опрошенные ТАСС утверждают, что IPC выглядит более привлекательным для инвестора договором.
“Оба типа контракта – и buy-back, и IPC – по сути являются сервисными, – объясняет старший аналитик по Ближнему Востоку британской консалтинговой компании Wood Mackenzie Хомайюн Фалакшахи. – И в том, и в другом случае инвестор вносит капитал и выступает в роли оператора месторождения, а взамен власти возвращают ему вложенные инвестиции плюс вознаграждение”. Главные преимущества нового контракта, по словам Фалакшахи, заключаются в том, что его условия значительно более гибкие, а сроки длиннее, чем в buy-back. Срок действия нового контракта увеличен до 20-25 лет (с 5-10 лет в старой схеме) и включает в себя уже этапы разработки, добычи, а также при необходимости стадию вторичной разработки месторождения с повышением нефтеотдачи, отмечает он. В старой модели иностранные компании могли участвовать только на этапе разработки проекта.
“По новым условиям иностранные компании теперь смогут создавать совместные предприятия с иранскими компаниями. Вознаграждение инвесторов увеличено, в новой схеме оно стало наконец зависеть от цены нефти, – соглашается глава энергетического центра “Сколково” Татьяна Митрова. – Однако IPC не устраняет главные недостатки старых контрактов: он не предусматривает возможности для иностранных компаний ставить себе на баланс запасы нефти. Более того, они не могут владеть и распоряжаться добытой нефтью, что, очевидно, резко ограничивает привлекательность новой схемы”
Русские идут
Российские компании до объявления окончательных условий контрактов воздерживаются от содержательных комментариев. Замглавы “Газпром нефти” Вадим Яковлев отказался комментировать эту ситуацию до лета этого года. При этом он подтвердил ТАСС, что компания интересуется двумя месторождениями – Шангуле и Чешмех-Хош и готова рассматривать создание консорциумов для работы в Иране.
Глава “Лукойла” Вагит Алекперов говорил корреспонденту ТАСС, что нужно смотреть окончательные параметры, которые станут понятны после того, как модель контракта будет утверждена на законодательном уровне. В целом он отмечал, что компания, которая рассматривает сейчас два месторождения в Иране – Аль- Мансури и Аб- Теймур, “достаточно далеко продвинулась в переговорах”. При этом Алекперов не раз говорил, что Иран должен предложить более привлекательные условия, чем Ирак.
Аналитик агентства Fitch Ratings Максим Эдельсон, в свою очередь, отмечает, что условия нового иранского контракта могут быть схожи с теми, с которыми “Лукойл” работает в Ираке на месторождении “Западная Курна – 2”. “Иракское соглашение “Лукойла” очень интересно – сначала они предполагают полное возмещение затрат, а потом Ирак платит добывающим компаниям за каждый добытый баррель. Поэтому безусловно для “Лукойла” это было положительным, он относительно быстро возместил свои затраты”, – напоминает аналитик.
С другой стороны, говорит Эдельсон, “сейчас “Лукойл” получает на Курне $1,15 за баррель и пытается передоговориться, так как это не очень выгодно”. Ранее Алекперов выражал надежду, что изменить условия контракта в Ираке удастся уже в этом году.
Аналитик полагает, что и Иран, и Ирак, скорее всего, будут вынуждены пойти на уступки иностранным инвесторам. “Времена уже не те, когда компании охотились за участками. Сейчас они гораздо более сдержанно подходят к инвестициям, чем в 2013 г. или 2014 г. Отношение поменялось. Причем как у российских, так и у западных инвесторов.
Программы все сокращают, деньги все считают”, – говорит он.
За последний год шесть российских компаний (“Газпром”, “Роснефть”, “Лукойл”, “Газпром нефть”, “Татнефть”, “Зарубежнефть”) вновь обозначили свои интересы в Иране и подписали новые соглашения о намерениях. Речь идет об 11 конкретных месторождениях, говорил журналистам министр энергетики Александр Новак.
Интерес российских компаний к ближневосточной нефти эксперты объясняют тем, что Иран располагает “наиболее дешевой ресурсной базой в мире”.
“Большинство месторождений в этом регионе (Иране) настолько хороши, что никакие экстраординарные технологии добычи там вообще не нужны” , – говорит заведующий кафедрой “Разработки и эксплуатации трудноизвлекаемых углеводородов” Казанского федерального университета Владислав Зацепин, участвовавший в проведении предварительной экспертизы иранских проектов для одной из российских компаний. “Вы знаете, какая текущая себестоимость добычи нефти в Иране? Меньше $5 на баррель”, – подчеркивает Зацепин. По его словам, сейчас этот показатель в России “выше $14 за баррель”.
В начале года Иран анонсировал проведение тендера на 52 месторождения углеводородов для международных компаний и квалифицировал на участие в нем, в том числе, “Газпром” и “Лукойл”. Заявки в тендерный комитет NIOC подали также “Татнефть” и “Зарубежнефть”. Однако торги, которые изначально планировалось провести в середине февраля, а затем до конца марта, так до сих пор не состоялись.
Рискованный Восток
Геополитика – основной риск для работы российских компаний в Иране, единодушны собеседники. Равно как и слабая надежность Ирана как партнера. “Все попытки за эти годы кончались какими-то разочарованиями, в реальные проекты не вылилось. Это значит, что мы там не научились выстраивать бизнес”, – сетует глава энергетического центра “Сколково” Татьяна Митрова. В том числе потому, что “несоблюдение собственных обещаний по контрактам для Ирана давняя традиция”.
“Эти люди меняют правила игры тогда, когда считают необходимым”, – соглашается с ней Зацепин и добавляет к списку проблем, с которыми российские компании могут столкнуться в Иране, еще и географию.
По его словам, ряд месторождений, которые предлагаются российским нефтяникам, являются сложными с точки зрения обустройства и эксплуатации. “Это месторождения удаленные от уже разрабатываемых в настоящее время. Причем иногда удаленные через горный хребет”, – говорит он. “Все сливки иранцы оставили себе. Нам предлагается только то, что требует крупных вложений”, – не сомневается Зацепин.
Однако Фалакшахи из Woodmac не соглашается с ученым. “Большинство из тех месторождений, которые предлагаются русским, браунфилды, то есть месторождения с уже имеющейся инфраструктурой. Вышки, скважины, перерабатывающие мощности и трубопроводы уже есть там, что делает разработку этих зрелых месторождений более легкой”, – говорит он.
Фалакшахи приводит пример Ирака, в котором добыча на некоторых зрелых месторождениях имеет большую доходность, чем на новых, просто потому, что начать добывать, а значит и вернуть вложенные деньги, у инвесторов там получается быстрее.
В целом предложенные российским нефтяникам иранские месторождения не очень сложные, считают в Woodmac. “Они считаются средними по размерам по иранским меркам, но все же это крупные объекты. Мы полагаем, что каждое из них в среднем обеспечено примерно 300 млн баррелей извлекаемых запасов в течение 20 лет”, – говорит Фалакшахи. При этом самый большой потенциал, по его оценке, у месторождения Аб- Теймур – до 500 млн баррелей извлекаемых ресурсов (консервативная оценка – до 15 млрд баррелей). “Лукойл” может утроить суточную добычу на этом месторождении до 155 тыс. баррелей
По мнению экспертов, разработка иранских проектов для российских компаний может занять годы. “За месяцы даже в России не разворачиваются, в Иране 1,5-2 года нужно”, – считает Зацепин. Эксперты из Rystad напоминают, что в соседнем Ираке срок разработки “Западной Курны – 2” “Лукойлом” от победы в тендере до начала добычи занял четыре года.
