Кто не успел, тот досчитывает миллиарды

Президент «ЛУКойла» Вагит Алекперов (справа) вовремя начал южные проекты — модернизацию Волгоградского НПЗ и добычу углеводородов на шельфе Каспия. Сейчас им грозит гораздо меньше финансовых рисков, чем нефтегазовым проектам на «бумажной» стадии. Фото: vo

Сергей Кисин, Николай Проценко

Новый экономический кризис поставил отечественные нефтегазовые компании перед непростой дилеммой: либо резко увеличить стоимость ряда инвестпроектов, либо вообще от них отказаться. К счастью, к началу кризиса многие крупные южные проекты в этой отрасли уже находились в активной стадии реализации

Как и в исследованиях предыдущих лет, проекты в нефтяной и нефтегазовой промышленности доминируют в рэнкинге крупнейших инвестпроектов ЮФО — в этом году их доля вплотную подобралась к половине совокупной стоимости рэнкинга (49,98% против 49,7% в прошлом году). Но при этом количественно их портфель значительно похудел: если год назад мы насчитали в отрасли 20 реальных проектов, то на сей раз их оказалось всего 12, хотя общий объём портфеля остался примерно тем же (порядка 1,3 трлн рублей). В первую очередь это связано с пересмотром стоимости некоторых проектов в связи с резкой девальвацией рубля. Вместе с тем ряд южных проектов, инициированных крупными нефтегазовыми холдингами, был успешно завершён либо находится в финальной стадии реализации.

Цена нефтегазовой независимости

Самый показательный пример резкого повышения стоимости — проект модернизации производства сравнительно небольшого Ильского нефтеперерабатывающего завода в Краснодарском крае. В прошлогоднем рэнкинге этот проект оценивался в 18,5 млрд рублей (512 млн долларов), что, впрочем, даже тогда было несколько устаревшей оценкой, поскольку ещё в конце 2013 года стало известно, что Внешэкономбанк приступил к экспертизе проекта модернизации Ильского НПЗ стоимостью 40 млрд рублей. Первоначально предприятие собиралось довести мощность переработки до 3,5 млн тонн нефти в год, однако в начале этого года расчёты показали, что «в новых экономических условиях» минимальная для окупаемости проекта мощность по первичной переработке должна составлять 5–6 млн тонн нефти. Разумеется, это повлекло за собой переоценку стоимости — в настоящее время компания оценивает проект более чем в 60 млрд рублей (или порядка 923 млн долларов по условному курсу 65 рублей за доллар).

Заметно выросла за год и стоимость строительства установки электрообессоливания и атмосферно-вакуумной перегонки нефти на близком к агросоюзу «Юг Руси» Новошахтинском заводе нефтепродуктов (НЗНП) — с 2,5 млрд рублей год назад до 5,5 млрд рублей в этом году. «Это произошло исключительно из-за изменения курса валют. Там всё оборудование импортное», — пояснил в мае первый заместитель губернатора Ростовской области Александр Гребенщиков, выразив надежду, что в течение ближайших нескольких лет в России в рамках программы импортозамещения тоже можно будет делать такое оборудование.

В столь непростой ситуации будущее независимых проектов в нефтегазовой отрасли зависит в первую очередь от способности их инициаторов найти необходимое финансирование. В отношении НЗНП, к примеру, этот вопрос был решён ещё в мае, когда президент агросоюза «Юг Руси» Сергей Кислов и глава Китайской национальной химической инжиниринговой компании (CNCEC) Юй Цзиньбо подписали соглашение о сотрудничестве, предусматривающее поставку для донского предприятия китайского оборудования. При этом утверждалось, что финансирование проекта возьмёт на себя китайский Exim Bank, который должен предоставить НЗНП долгосрочный кредит, хотя общую сумму вложений стороны не называли. Исходя из этой информации, мы приняли однозначное решение сохранить за проектом НЗНП статус реального.

Аналогичным образом мы поступили с проектом модернизации Ильского НПЗ, несмотря на резкий рост его стоимости. По информации предприятия, на начало этого года в его реализации уже был достигнут немалый прогресс, а предшествующие финансовые показатели завода более чем убедительны. В наших рэнкингах крупнейших компаний ЮФО Ильский НПЗ стабильно входит в число самых рентабельных компаний округа; прошлый год, по данным «СПАРК-Интерфакс», завод закончил с чистой прибылью более 968 млн рублей. По данным ЦДУ ТЭК Минэнерго РФ, за 10 месяцев прошлого года завод показал прирост переработки на 96,5% (2,2 млн тонн).

В то же время руководство управляющей Ильским НПЗ Кубанской нефтегазовой компании не скрывает озабоченностью перспективами проекта модернизации. «Вступивший в силу в начале 2015 года налоговый манёвр, изменение экономической ситуации в стране, снижение маржи переработки отрицательно повлияли на инвестиционные показатели программы развития завода и, в конечном счёте, значительно увеличили сроки окупаемости проекта глубокой переработки нефти», — сообщил ещё в январе вице-президент по перспективному развитию и региональным проектам «КНГК-Групп» Марат Басыров.

А вот проект строительства НПЗ в Адыгее стоимостью 30 млрд рублей мы решили временно исключить из числа реальных, поскольку, по данным администрации Тахтамукайского района республики, за 1 полугодие по нему не осуществлялось финансирование. Инициатором этого проекта в 2012 году выступил ингушский бизнесмен Абукар Беков, близкий к миллиардеру Михаилу Гуцериеву; на тот момент адыгейская компания Бекова, ЗАО «Антей», уже управляла близлежащим Краснодарским НПЗ, с которого и планировалось поставлять первично переработанное сырьё на новое предприятие в Адыгее, по другую сторону реки Кубань.

Для строительства завода был выделен земельный участок площадью 500 га, на котором осуществлялись изыскательские работы и экологическое обследование, были проведены общественные слушания, выполнена предварительная проработка технических условий по обеспечению проекта инфраструктурой. Однако в настоящее время работы по строительству НПЗ приостановлены — об этом стало широко известно в конце августа после того, как общественная организация «Экологическая вахта по Северному Кавказу» опубликовала ответы на ряд своих запросов в административные структуры.

Кроме того, ещё в конце прошлого года Краснодарский НПЗ также назывался в числе предприятий, столкнувшихся с негативными последствиями налогового манёвра в нефтегазовой отрасли. «С одной стороны, отсутствие дифференциации акцизов по классам топлива фактически уничтожило для нефтепереработчиков стимулы по увеличению объёма выпуска высококачественных ГСМ, — считает независимый аналитик нефтегазового рынка Ирина Тыртышная. — С другой, увеличение ставки НДПИ до 775 рублей за добытую тонну нефти привело к росту стоимости сырья для НПЗ и ожидаемому снижению их рентабельности — причём как в собственно нефтепереработке, так и в нефтехимии. А в этих условиях собственники совершенно естественно пошли на секвестирование своих инвестиционных программ и замораживание ряда проектов».

Успели на последний поезд

Очевидно, что в сложившейся ситуации меньшие сложности будут испытывать те независимые проекты в нефтегазовой сфере, которые к моменту начала кризиса уже находились в активной фазе реализации. В качестве примера можно привести Афипский НПЗ в Краснодарском крае, где завершился первый этап модернизации производства. По данным Минэнерго РФ, с января по октябрь прошлого года предприятие увеличило объём переработки нефти на 16,7% — до 4,9 млн тонн, то есть заявленная мощность после модернизации (6 млн тонн) уже не за горами. Правда, изначально срок достижения этого показателя планировался собственниками на 2013 год. На втором этапе предстоит ввести новую установку для переработки нефти, что позволит довести совокупные мощности НПЗ до 9 млн тонн в год, увеличив глубину переработки с нынешних 54 до 78%.

В то же время пока так и не обрело реальные черты ещё одно начинание собственника Афипского НПЗ, группы компаний ООО «Нефтегазиндустрия», бенефициаром которой считается бизнесмен Владимир Коган, имеющий хорошие связи с руководством страны. Имеется в виду проект строительства в Новороссийске терминала для экспорта нефтепродуктов в Грецию, Турцию и Нидерланды мощностью 11 млн тонн в год, о котором было заявлено в конце 2012 года. В предшествующих исследованиях мы не включали этот проект в число реальных, и за прошлый год движений в этом направлении также не произошло.

«Пока руководству “Нефтегазиндустрии” за короткий срок удалось решить ключевую проблему для функционирования Афипского НПЗ — подключение к трубе “Транснефти”, чего годами не получалось у прежнего его владельца, “БазЭла” Олега Дерипаски, — говорит отраслевой аналитик Максим Стёпушкин. — Это позволит для начала провести модернизацию предприятия и добиться наращивания давно уже заявленных мощностей — до шести миллионов тонн нефти в год. Предполагается, что лишь после этого “Нефтегазиндустрия” активно займётся сооружением сложных по рельефу местности и дорогостоящих трубопровода и терминала, тем более, что срок их запуска определён на 2019 год. Время на это у компании есть, да и при нынешних ценах на нефть спешить явно не стоит».

Первый этап программы модернизации, рассчитанной до 2020 года, завершён и на донском НЗНП — в конце прошлого года здесь была введена в эксплуатацию битумная установка мощностью 700 тысяч тонн продукции, позволившая увеличить глубину переработки нефти с 64-65 до 75%. Этот проект стоимостью 2,5 млрд рублей, выполненный совместно с австрийской фирмой Pörner и российской «ПСК Нефтехим», мы исключили из базы как благополучно реализованный.

Стихиям почти неподвластны

Что же касается проектов, ранее заявленных на юге России крупнейшими отечественными нефтегазовыми холдингами, то они пока демонстрируют завидную устойчивость. Более того, для ряда ВИНКов именно Юг сегодня оказывается важнейшим приоритетом. Например, «ЛУКойл» в июне сообщил о сокращении своей инвестпрограммы на 17% (на 2,5 млрд долларов), но это не затронет крупнейший южный проект холдинга в сфере нефтепереработки — модернизацию Волгоградского НПЗ, которая вступила в завершающую фазу. Предприятие одним из первых в отрасли уже начало выпуск топлива по стандарту «Евро-5».

В июне на волгоградском предприятии в присутствии президента «ЛУКойла» Вагита Алекперова и вице-премьера правительства РФ Аркадия Дворковича была запущена установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-1 (на фото), строительство которой значилось одной из важнейших составляющих многолетней программы коренной реконструкции завода. Эта самая мощная в России установка мощностью 6 млн тонн позволит предприятию нарастить объём переработки с 11 до 14,5 млн тонн сырой нефти в год. Данный проект также выбыл из нашей базы со знаком «плюс», равно как и два других этапа модернизации Волгоградского НПЗ — строительство второй очереди гидро­очистки дизельного топлива и установки замедленного коксования. Теперь Волгоградский НПЗ представлен в базе всего одним проектом строительства комплекса глубокой переработки вакуумного газойля, который планируется завершить уже в следующем году.

Планомерно развивается и реализация крупнейшего инвестпроекта на юге России — комплексной программы «ЛУКойла» по освоению нефтегазовых месторождений Северного Каспия. Ещё четыре года назад мы оценили его в сумму порядка 730,5 млрд рублей, исходя из сделанного Вагитом Алекперовым в апреле 2011 года заявления о том, что за 15-16 лет «ЛУКойл» планирует вложить в свой каспийский проект примерно 22 млрд долларов. Несмотря на то, что курс доллара с тех пор сильно изменился, в этом году мы решили пока не пересчитывать общую рублёвую стоимость проекта, тем более что каких-либо соответствующих заявлений со стороны его инициатора не было.

И всё же некоторые текущие цифры по каспийскому мегапроекту «ЛУКойла» стоит привести. В апреле генеральный директор ведущего работы на шельфе ООО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» Николай Ляшко сообщил на совете по морской деятельности в администрации Астраханской области, что холдинг планирует вложить свыше 350 млрд рублей в строительство более 25 платформ общей массой порядка 100 тысяч тонн металлоконструкций и оборудования. Инвестиции в геологоразведочные работы на 2015–2017 годы должны составить более 22 млрд рублей, а в обустройство месторождений имени Ю. Корчагина и В. Филановского только в 2015 году будет вложено 70 млрд рублей.

Начало добычи на крупнейшем российском шельфовом месторождении имени Филановского запланировано на 1 полугодие следующего года, сейчас там идут пусконаладочные работы, однако дальнейшие планы «ЛУКойла» на Каспии (в частности, разработка месторождений Ракушечное, Хвалынское, 170-й километр, Сарматское) могут быть скорректированы. «Мы вводим месторождение имени Филановского, которое требует очень бережного отношения к себе. Мы не будем там форсировать добычу. Поэтому стабилизируем добычу в России. Роста не будет», — заметил Вагит Алекперов в недавнем интервью газете «Ведомости».

Успешно продвигается и проект масштабной реконструкции Туапсинского НПЗ «Роснефти», завершение которого намечено на 2019 год. По данным пресс-службы компании, суммарные инвестиции в это предприятие в прошлом году составили 57 млрд рублей, которые были вложены в строительство технологических установок гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива, производства серы, водорода, гидроочистки бензина, риформинга, изомеризации и объектов общезаводского хозяйства. Кроме того, была завершена первая очередь реконструкции экспортного терминала ООО «РН-Туапсенефтепродукт» с целью увеличения грузооборота до 20 млн тонн в год: введены в эксплуатацию 35 новых резервуаров, сливо-наливные железнодорожные эстакады и другие объекты. Этот проект стоимостью более 30 млрд рублей также успешно покинул базу.

Тем не менее, сокращать инвестиционные планы приходится и «Роснефти». Если в конце прошлого года вице-президент холдинга по экономике и финансам Святослав Славинский говорил о планах капиталовложений в 2015 году на уровне 1 трлн рублей, то спустя несколько месяцев на Международной нефтяной неделе в Лондоне президент «Роснефти» Игорь Сечин уже вёл разговор о сумме в 730 млрд рублей. При этом старший аналитик «Альфа-Банка» Александр Корнилов считает, что здесь корректнее было бы говорить о сумме в 610–620 млрд рублей.

Вряд ли в нынешних условиях удастся заманить на южный шельф ещё одного российского нефтегазового «кита» — «Газпром», который несколько лет назад проявлял интерес к бурению на каспийском континентальном шельфе в районе месторождений Центральное и Лаганский блок. Однако объявленная компанией программа оптимизации затрат на 2015 год предусматривает сокращение расходов в общей сумме не менее чем на 13,1 млрд рублей. В настоящее время «Газпром» представлен в нашей базе всего одним проектом в нефтегазовой промышленности по модернизации Астраханского газоперерабатывающего завода. Расширение производств № 3 и 6 по переработке газового конденсата планируется закончить в следующем году.

Возможно, по упомянутым шельфовым начинаниям «Роснефти» и «Газпрома» будут осуществляться не особо затратные подготовительные мероприятия — общественные слушания проектов, сейсмические и геохимические исследования, морские инженерно-геологические изыскания и т.п., однако перейти в полноценную реальную стадию они явно смогут ещё не скоро. «В вопросе продолжения разработки шельфовых проектов ключевыми факторами являются стадия реализации проекта и уровень цен на нефть, — говорит руководитель проектов практики “Инфраструктура” консалтинговой группы “НЭО Центр” Михаил Товмасян. — Начинания, находящиеся в продвинутой стадии, скорее всего, будут продолжены — это касается каспийских проектов “ЛУКойла”. Проекты же на ранней стадии ожидает секвестирование бюджетов либо сдвиг сроков реализации».

Инвестиции в «трубу»

Исходя из этого прогноза, можно предположить, что количество крупных проектов в нефтегазовой отрасли на юге России в ближайшие годы будет более или менее стабильным: число потенциальных новых проектов пока примерно совпадает с числом уже существующих начинаний, которые будут завершены в обозримом будущем. А вот стоимость портфеля может корректироваться и дальше, учитывая высокую степень зависимости отрасли от импортных технологий.

«В последние годы крупные российские ВИНКи продавали собственные нефтесервисные компании и переходили на аутсорсинг, — говорит генеральный директор компании “ФОК (Финансовый и организационный консалтинг)” Виталий Дербеденев. — Это было выгодно всем: нефтяники получали более высокую отдачу от месторождений, а западные сервисные компании — выгодные контракты. Однако побочным эффектом этой схемы явилась высокая зависимость российской нефтяной отрасли от западных сервисных компаний — в итоге российский нефтесервис сегодня имеет не только технологическое отставание, но и недостаточные мощности».

Тем не менее, в предыдущем экономическом цикле крупные нефтегазовые компании создали достаточный задел на перспективу благодаря модернизации своих перерабатывающих мощностей, что открывает для них хорошие возможности для экспорта (ради которого во многом и затевалась модернизация отечественных НПЗ). Поэтому значимой точкой роста для южной нефтегазовой отрасли уже сейчас становится развитие трубопроводов и перевалочных портовых терминалов (хотя по отраслевой принадлежности соответствующие проекты мы относим к сфере инженерно-транспортной инфраструктуры). В этом году, например, наша база пополнилась проектом строительства нефтепродуктопровода от Волгоградского НПЗ до станции Тихорецкая стоимостью 10 млрд рублей в рамках программы «Транснефти» по развитию трубопроводной инфраструктуры юга России.