Дополнительной нефти или газа не найдется?

В конце ноября этого года подразделение Минфина США, отвечающее за правоприменение в области санкций (OFAC) выдало генеральную лицензию по Венесуэле, которая де-юре разрешает Chevron возобновить в ограниченном объеме операции по добыче ресурсов в этой стране сроком на 6 месяцев. Американской компании разрешено возобновить приостановленные проекты по добыче нефти и производству нефтепродуктов. Она не сможет начать бурение новых скважин, однако получает возможность заняться ремонтом и техническим обслуживанием старых.

Решение было принято Белым домом после прошедшей в Мехико встречи президента Венесуэлы Николаса Мадуро с представителями оппозиции, что и было главным условием Вашингтона для выдачи разрешений на работу американским компаниям в нефтегазе латиноамериканской страны.

Казалось бы, вот он способ «вбросить» на мировой рынок нефти дополнительные объемы, чего так долго жаждал президент США Джо Байден. Все-таки Венесуэла обладает крупнейшими запасами нефти в мире — примерно 300 млрд баррелей. Увы, но состояние нефтегазовой отрасли в стране сегодня в настолько плачевном состоянии, что говорить о скором появлении на рынке дополнительных миллионов баррелей венесуэльской нефти было бы слишком наивно.

Венесуэльские мечты

Новая лицензия разрешает Chevron получать свою долю с дивидендов от деятельности четырех ее совместных предприятий (СП) с венесуэльской PDVSA. По данным IPD Latin America, добыча этих СП за сентябрь составила примерно 45 тыс. б/с. По разным оценкам экспертов, сумма вложений Chevron в нефтегазовый сектор Венесуэлы может составить до $50 млрд. Это даст возможность в течение 6 месяцев (на этот период Вашингтон выдал разрешение) нарастить добычу примерно на 20-30 тыс. б/с. Разумеется, за счет таких инвестиций добыча продолжит расти и дальше. Ряд аналитических агентств сходится во мнении, что американской компании понадобится не менее года, чтобы вернуть объем добычи на объектах к прежнему уровню — 200 тыс. б/с.

В целом же, нынешняя нефтедобыча в Венесуэле — жалкая тень того, что было 10-20 лет назад. Для сравнения: в сентябре добыча нефти — 666 тыс. б/с, в конце 1990-х — 3-3,5 млн б/с. То был период, когда к власти только пришел Уго Чавес и еще не действовали те жесткие санкции со стороны США, что работают последние десятилетия. Даже в 2016 году, когда маховик санкций уже активно раскручивался, страна добывала 2,3 млн б/с.

Это говорит о том, что Вашингтону нужно давать не специальные лицензии одной только Chevron, да еще и всего на 6 месяцев (где гарантия, что после оговоренного срока опять не попросят свернуть деятельность?), а вообще открывать двери в Венесуэлу для всего американского нефтегаза. И только тогда, спустя годы, можно будет говорить о появлении на мировом рынке нефти из этой латиноамериканской страны в объеме, исчисляемом миллионами б/с, а не жалкими десятками тысяч.

Это, кстати, при условии, что Венесуэла с ростом добычи откажется от увеличения внутреннего потребления нефти (в 2016-м составляло 598 тыс. б/с). В первую очередь, за счет нефтеперерабатывающих мощностей, которые ей так необходимы в последние годы, поскольку государство вынуждено импортировать огромные объемы топлива (в 2019 году закупала 155,6 тыс. б/с, причем этого даже не хватало, чтобы покрыть внутренний дефицит).

Бразильский драйв

Зато в другой латиноамериканской стране — Бразилии, которую не сдерживают санкции со стороны США, нефтедобыча и весь сектор в целом, показывают неплохую динамику роста. Еще в октябре 2022-го в Rystad Energy сообщили, что в этом году во всем мире будет проведено всего 44 раунда аренды нефти и газа, что является наименьшим показателем с 2000 года и очень далеко от рекордных 105 раундов в 2019-м. При этом среди лидеров по количеству выдачи новых лицензий для добычи — Бразилия, Норвегия и Индия.

Бразилия еще в 2020-м, когда из-за COVID-19 во всех странах снижались инвестиции в нефтегаз, демонстрировала рост вложений в нефтяную отрасль. При этом она была единственной, кто в Латинской Америке в коронакризисном году увеличил нефтедобычу.

Похоже, что в ближайшие годы Бразилия готова ускорить этот процесс. Согласно озвученному в ноябре плану госкомпанией Petrobras, инвестиции на период 2022–2026 годов составят $68 млрд (предыдущие 5 лет было $55 млрд). 84% расходов будет направлено на разведку и добычу, особенно на шельфе. Также компания намерена запустить 3 новые плавучие установки для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO) в 2026 году. При этом уже сейчас активно развиваются следующие перспективные проекты:

• Peregrino — разработка первой фазы добычи нефти на месторождении стартовала в 2011 году. За это время на проекте извлечено более 210 млн баррелей нефти. Операторы — Equinor (60% доли) и китайская Sinochem (40%). В октябре 2022-го Equinor заявила, что фаза 2 Peregrino выполнена в рамках первоначальной сметы в $3 млрд. Проект фазы 2 направлен на продление срока службы и добычу дополнительных 250-300 млн баррелей;
• Бакальяу — месторождение, на котором договорились расширить добычу Equinor и Exxon ценой инвестиций в размере $8 млрд. Рассматривается сценарий монтажа второй плавучей производственной платформы и строительство газопровода от места добычи на шельфе до хранилищ на побережье в штате Сан-Паулу либо перевозку будет осуществлять специальный танкер. На первом этапе компании будут поставлять с месторождения до 220 тыс. б/с (с 2024 года). Это впервые, когда в Бразилии предоставили иностранным компаниям возможность участвовать в проекте при условии, что его добычей не занимается контролируемая государством Petroleo Brasileiro SA;
• Sépia и Sépia Leste (на лицензионных участках BM-S-24) — на месторождениях уже добывается 170 тыс. б/с.

К середине 2022 года добыча сырой нефти в Бразилии увеличилась до 2,9 млн б/с.  Максимальный уровень составил 3,1 млн б/с, а минимальный — 330 тыс. б/с.

Взрывной рост Гайаны

Еще одна латиноамериканская страна, которая находится между Венесуэлой и Бразилией, стала чем-то вроде новичка-чемпиона, который только начал игру, но уже демонстрирует невероятные показатели. Речь идет о Гайане.

Два морских проекта Exxon в Гайане — Liza Phase 1 и Liza Phase 2 — в настоящее время добывают больше своей проектной мощности (в среднем около 360 тыс. б/с). В Exxon уверяют, что к 2025 году доведут отметку до 800 тыс. б/с. Цифра может быть даже больше, поскольку в этом году было сделано еще два открытия на скважинах Sailfin-1 и Yarrow-1 в блоке Stabroek (всего более 30 открытий с 2015 года). К 2027 году объем добычи может составить по прогнозам до 1,2 млн б/с.

В начале ноября этого года правительство страны предложило инвесторам 14 морских блоков на основе новой схемы роялти. В рамках планируемого аукциона должны быть распределены 3 глубоководных и 11 мелководных разведочных участков.

При этом правительство Гайаны выставило условия иностранным компаниям:

• принцип разделения прибыли от продаж нефти — «50 на 50» + 10% ставки роялти и 10% корпоративного налога для компаний, желающих разрабатывать месторождения на шельфе;
• каждая заявка на участок в ходе аукциона, помимо плана его освоения, должна включать в себя и финансовое предложение;
• победители торгов заплатят «подписной бонус» — $10 млн за мелководные блоки и $20 млн за глубоководные.

Это резко контрастирует с условиями первого контракта, который был заключен правительством с консорциумом во главе с Exxon, который изначально нашел запасы на шельфе страны в размере 11 млрд баррелей нефти. По условиям документа, Гайане с населением менее 800 тыс. человек, досталось около 15% доходов от нефти, а также 2% ставки роялти. Очевидно, что руководители страны понимают, насколько серьезными могут быть доходы от нефтедобычи в перспективе, следовательно, стараются сегодня не продешевить, при этом не распугав всех инвесторов.

Турецкие амбиции и реальность

Анкара уже несколько лет подряд прогнозирует начало добычи газа в своих прибрежных территориях, причем речь идет не только о месторождениях на спорных территориях у берегов Кипра, но и в акватории Черного моря. В конце ноября министр энергетики страны Фатих Донмез, заявил, что Турция снизит зависимость от внешних источников до 70% с началом добычи черноморского газа. По сути, добыча уже началась на месторождении «Сакарья», где если верить турецким СМИ и отдельным чиновникам, обнаружено в общей сложности 540 млрд кубометров природного газа.

Еще в июле 2021 года президент Турции Реджеп Эрдоган, выступая по видеосвязи на церемонии сжигания первого добытого газа из разведочной скважины Turkali-2, заявил, что страна в техническом плане самостоятельно способна заниматься добычей газа на своей территории, а также о начале постройки трубопровода от месторождения «Сакарья» к побережью.

Сегодня сообщается, что Турция вложит почти $10 млрд в проект добычи и транспортировки газа из «Сакарьи». Первый газ с месторождения должен поступить в Турцию в 2023 году. Впрочем, объем не слишком большой — всего 3-4 млрд кубометров в год. Когда работа на месторождении в Черном море достигнет пика, то Анкара ожидает уже примерно 15 млрд кубометров в год. Безусловно, такие объемы не способны в корне изменить ситуацию на мировом рынке газа. Однако эти потенциальные 15 млрд кубометров могут высвободить на турецком рынке аналогичный объем для увеличения экспортно-транзитных мощностей — как для поставок трубопроводного газа (правда, при условии расширения мощностей прокачки TAP), так и для экспорта в виде СПГ, особенно когда конъюнктура на рынке будет крайне благоприятной. Однако, в целом, все это может повлиять на рынки только в пределах европейского региона. Другие же амбициозные проекты Анкары — в Восточном Средиземноморье, особенно у берегов Кипра, пока остаются лишь словами политиков и цифрами на бумаге. Насколько увеличится и будет ли вообще экономически целесообразной добыча на этих территориях, сказать сегодня крайне трудно.

Иран готов к рывку, но ему мешают

Тегерану, в отличие от Анкары, тоже есть чем похвастаться, поскольку он наращивает добычу углеводородов вопреки большому массиву санкций со стороны Европы и США.

Однако прирост добычи примерно в 100 тыс. баррелей в 2022 году — это не те объемы, которые могут сбалансировать рынок после потенциального «выпадения» из него той же российской нефти.

Согласно отчету BP, в 2021 году добыча природного газа в Иране выросла на 3,1%. В стране было добыто 256,7 млрд кубометров, или 6,4% мировой добычи газа, что делает Исламскую Республику четвертым по величине производителем газа в мире. Согласно заявлениям Ахмада Замани, директора по производству, координации и надзору Национальной иранской газовой компании, в первой половине 2022 года добыча природного газа в стране увеличилась на 4 млрд кубометров в год (с 840 до 850 млн кубометров в день).

Еще в мае 2022-го замминистра нефти Ирана и гендиректор госкомпании NIGC Маджид Чегени сообщил, что в прошлом году Иран экспортировал 17 млрд кубометров и ведет переговоры с Турцией и Ираком об увеличении пропускной способности действующих трубопроводов. Важно отметить, что он ничего не говорил о постройке новых магистралей в ближайшие годы, а значит, увеличение экспорта вряд ли можно считать серьезными по меркам мирового рынка.

При этом очень большое потребление внутри ИРИ объективно не позволяет Тегерану стать тем игроком на мировом газовом рынке, который способен значительно увеличить предложение. По словам министра нефти Джавада Овджи, зимой 2021-22 годов в стране наблюдался дефицит в 250 млн кубометров газа в день. И дело не только в производстве электроэнергии, но и в спросе со стороны переработки. Иранские заводы с марта 2021-го по март 2022 года переработали более 270 млрд кубометров газа.

Можно заключить, что в ближайшей перспективе самый сильный «бонус» предложения на рынке нефти могут обеспечить Бразилия и Гайана, однако этого тоже будет недостаточно, если говорить о компенсации: 2 млн б/с добычи нефти, которые ОПЕК+ решила этой осенью сократить, или не менее 1,5 млн б/с российского экспорта, который придется сокращать либо перенаправлять из Европы на другие рынки. Иран, в отличие от латиноамериканских стран, мог бы в ближайшие год-два более серьезно изменить картину на рынке нефти. От аналитиков и самого Тегерана звучали цифры о росте добычи в стране на 1-1,5 млн б/с в кратчайшие сроки в случае отмены рестрикций.  Однако санкции и очередной провал «ядерной сделки» осенью 2022-го делают такой сценарий маловероятным.

С газом вопросов еще больше. Турция и Ирак хотели бы получать больше иранского газа, а Пакистан и Индия давно рассматривают возможности импорта углеводородов из Тегерана. Однако кроме санкций есть преграда в виде колоссального спроса внутри самого ИРИ.