Долгая дорога к тегеранской нефти: 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 внятных условий сотрудничества остаются привлекательным активом, объясняют опрошенные ТАСС аналитики. Некоторые из них даже ожидают, что в ближайшем будущем отечественные крупные игроки наконец смогут выйти на подписание контрактов в Иране.

Уроки персидского

Получить доступ к иранской нефти российские компании пытаются более 15 лет. За это время подписать соглашения о намерениях по различным месторождениям успели многие из них.

Первым, кому удалось войти в иранский проект не только на бумаге, стал "Лукойл". В 2003 году компания создала с норвежской Statoil консорциум по разведке нефтяного блока Анаран. В 2005 году их совместное предприятие 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. Они были вызваны активностью Ирана в ядерной сфере. В 2009 году компания окончательно вышла из консорциума.

Заменить "Лукойл" на перспективном месторождении тогда попыталась "Газпром нефть", которую американские санкции не смущали. В 2009 году компания уже имела на руках предварительное соглашение по месторождению Шангуле (запасы оцениваются в 2 млрд баррелей, также расположено на блоке Анаран).

Однако в августе 2010 года Иран разорвал с компанией договор по месторождению Азар, сославшись на то, что "реализация проекта слишком затянулась". Контракт в итоге был передан консорциуму местных компаний.

Добывать нефть в Иране пыталась и "Татнефть", которая в 2002 году по соглашению с RIPI (НИИ нефтяной промышленности Ирана) испытывала технологии повышения нефтеотдачи 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.

"Газпром", по разным оценкам, вложил от $100 до $150 млн в разработку второй и третьей фаз крупнейшего в мире газового месторождения "Южный парс" в 1999 году. Однако в последующих стадиях проекта компания решила не участвовать.

Второе дыхание

К 2016 году Иран 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.

Впрочем, 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. ред.), по которому им приходилось работать в Иране до введения санкций и условия которого были им не совсем выгодны.

Концепцию нового типа контракта, известную как Iranian Petroleum Contract (IPC), в Миннефти Ирана уже к тому моменту разработали. Но его запуск неоднократно откладывался из-за возражений политических оппонентов действующего президента Хасана Роухани. Противники IPC выступали против того, чтобы иностранные компании владели долями в национальной добыче.

По словам экспертов, беседовавших с ТАСС и знакомых с условиями новой модели, IPC в отличие от традиционной схемы выкупа продукции действительно выглядит более привлекательным 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-версии.

"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.

IPC-модель также позволяет инвесторам обсуждать с NIOC (национальная иранская нефтяная компания. — Прим. ТАСС) размер вложений и другие финансовые обязательства в проекте на ежегодной основе, что почти было невозможно в buy-back-схеме, добавляет Фалакшахи.

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.

"Плавающая ставка вознаграждения за каждый добытый баррель и тот факт, что компании будут получать его в натуральной форме, делает IPC-контракт весьма схожим с моделью (соглашения о разделе продукции) СРП, с которым международные компании уже привыкли работать", — перечисляет Фалакшахи.

"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", — признает Митрова.

Русские идут

Российские компании до объявления окончательных условий контрактов воздерживаются от содержательных комментариев. Замглавы "Газпром нефти" Вадим Яковлев говорил ТАСС в кулуарах конференции CERAWeek в Хьюстоне о том, что не будет комментировать этот вопрос до лета этого года. При этом подтвердил, что компания интересуется двумя месторождениями — Шангуле и Чешмех-Хош и готова рассматривать создание консорциумов для работы в Иране.

Глава "Лукойла" Вагит Алекперов рассказывал ТАСС в январе на форуме в Давосе, 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 Fitch 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", с которым я хорошо знаком, оно 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", — рассказывает 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 или 2014 году. Отношение поменялось. Причем как у российских, так и у западных крупных игроков. 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 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.

По его словам, в России компании работают с месторождениями, "у которых толщина нефтяного пласта начинается от 10 метров, 30–40 метров считаются очень хорошими". "Мы даже в последнее время работаем с тем, что в советское время считалось неразрабатываемыми объектами, — с толщиной пласта менее четырех метров. В Иране же средняя толщина пласта — 100 метров", — подчеркивает он.

"Кроме того, вы знаете, какая текущая себестоимость добычи нефти в Иране? Меньше $5 на баррель. В 90-х у нас только у ЮКОСа она была ниже $2", — подчеркивает Зацепин. По его словам, сейчас этот показатель в России "выше $14 за баррель".

"Остальные страны Персидского залива испытывают меньше проблем с инвестициями (по сравнению с Ираном), — рассуждает Эдельсон. — А российские компании, видимо, идут туда, где есть нехватка как в технических, так и в финансовых ресурсах. Тем более у Ирана до сих пор очень плохие отношения с арабскими странами. Арабам сложно инвестировать в Иран в силу даже геополитики".

Кроме того, все самые интересные ресурсы внутри России уже поделены, объясняют собеседники. "У нас возможности для раздачи компаниям лицензий в последние годы очень ограничены, и естественно, что они смотрят за рубеж", — говорит аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров.

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

Объявляя о намерении выставить на тендер свои месторождения, Иран рассчитывал на очередь из инвесторов со всего мира, полагает глава энергетического центра "Сколково" Татьяна Митрова. Однако с избранием президентом США Дональда Трампа, который пригрозил вернуть антииранские санкции, привлекательность персидских активов для инвесторов несколько поблекла, считает она.

"Думаю, сейчас все взяли паузу, чтобы понять, как будет выстраиваться новая политика в отношении Ирана, что конкретно Трамп предпримет. Выйдет ли Иран из санкционных процессов или останутся эти полусанкции, которые с точки зрения инвесторов почти также губительны, как и прямые. Когда есть риски и серая зона, большинство инвесторов предпочитают не рисковать", — рассуждает Митрова.

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 вылились. Это значит, что мы там не научились выстраивать бизнес", — сетует 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. "Из того, что я видел, — 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 по сравнению с голыми гринфилдами", — 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.

Чешмех-Хош, Дехлоран и Аб-Теймур — все очень зрелые и эксплуатируемые в данный момент месторождения, добавляют подробностей в норвежской консалтинговой Rystad Energy. Добыча на первых двух начата еще в 70-е годы, на Аб-Теймуре — в 90-е. Все три требуют серьезных инвестиций для повторного освоения, отмечают в компании.

Относительно неразработанным и наиболее привлекательным в Rystad называют месторождение Шангуле. "Предполагается, что месторождение должно осваиваться в два этапа. На первом этапе пиковая добыча возможна на уровне 15 тыс. баррелей в сутки, на втором — до 40 тыс. баррелей. Промышленную эксплуатацию возможно начать в 2020-х годах", — отмечают в компании.

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, отмечает Фалакшахи.

По мнению экспертов, разработка иранских проектов для российских компаний может занять годы. "За месяцы даже в России не разворачиваются, в Иране полтора-два года нужно", — категоричен 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.

Шансы есть

Процесс утверждения IPC-модели на законодательном уровне и, соответственно, проведение торгов сейчас находятся в прямой зависимости от президентских выборов в Иране, говорит Фалакшахи. Выборы назначены на 19 мая 2017 года.

"Я думаю, что IPC может быть утвержден только если будет переизбран действующий лидер, — размышляет он. — Сложно точно сказать, что будет делать с контрактом другой новый президент, но, скорее всего, этот проект будет заброшен, так как IPC — одна из главных реформ Роухани".

Ранее источник в NIOC говорил корреспонденту ТАСС, что до выборов не стоит ждать ни утверждения контракта, ни проведения тендеров. По его словам, "процесс запуска нового контракта будет форсирован через пару месяцев после избрания нового президента".

Главные преимущества российских компаний на фоне других иностранных претендентов на иранские ресурсы заключается в том, что на политическом уровне отношения между Москвой и Тегераном в последние годы значительно улучшились, считает Фалакшахи.

В то же время российские нефтяники уступают западным мейджорам по уровню развития технологий и доступа к финансовым ресурсам. Иран может предпочесть европейские компании для зрелых месторождений, требующих специального опыта разработки.

Наконец, Россия не является потребителем иранской нефти, как, например, Китай. Поэтому в борьбе за проекты азиатские компании могут выгодно представить себя в качестве долгосрочного партнера для Ирана как с точки зрения добычи, так и маркетинга. Российским компаниям будет трудно конкурировать с азиатскими в этом вопросе, полагает он.

Впрочем, и этот вопрос в ближайшем будущем может быть решен, говорят эксперты. Москва и Тегеран недавно возобновили переговоры о запуске программы "нефть в обмен на товары", в рамках которой Россия может закупать до 100 тыс. баррелей иранской нефти в сутки. Соответствующее соглашение может быть подписано уже в этом году, говорил глава российского Минэнерго Александр Новак.

Юлия Хазагаева