Новый этап: трансформация роста

размер шрифта: Aa | Aa

altEnergy Focus

Очередной нефтяной цикл открывает перед Казахстаном новые возможности развития

Мировые цены на нефть колеблются сейчас то в одну, то в другую сторону у отметки $100 за баррель, но рецессия в экономике Европы и «охлаждение» темпов развития в Китае становятся все более очевидными. Это означает замедление, а, возможно, и сокращение роста нефтяного спроса на рынке Евразии и, следовательно, усиление конкуренции между поставщиками черного золота на континенте. Между тем, формирующийся «рынок продавца» может помочь Казахстану усилить свои энергетические позиции по отношению к традиционным конкурентам уже в этом десятилетии. Могут новые глобальные тенденции активизировать и трансформацию нефтяной отрасли Казахстана, начатую в 2010-2011 годах, после первой волны кризиса. Но реализация провозглашенных планов увеличения добычи нефти до 130-140 млн. тонн в 2020 году и повышения уровня отраслевой доходности на 30%, как ставит задачу Президент РК Нурсултан Назарбаев, нуждается в государственной поддержке.


Мировой рынок умеряет спрос
Первая половина нынешнего года и в особенности второй квартал 2012-ого, свидетельствуют о том, что мировой рынок нефти охватила ценовая «лихорадка». После пика в апреле, когда стоимость индикативного сорта Brent подходила к $120 за баррель, в июне она упала до $90, а сегодня находится ближе к минимальным, чем к максимальным значениям. Да и сам текущий ценовой подъем в сильной степени обусловлен ожиданиями уменьшения поставок нефти из Персидского залива в случае военного конфликта в Иране, а не сколь-нибудь значительным повышением спроса на нефть. Дело в том, что на мировом рынке наблюдается избыток ее предложения, из-за превышения уровня спроса. По оценкам ОПЕК, накопленные на конец второго квартала запасы черного золота достигли почти 2.4 млн. барр/сут-
ки, в силу того, что потребление в мире снизилось с 90 млн. барр/день до 89.8 млн. В таком крупнейшем центре импорта жидких углеводородов, как, например, Китай в апреле с.г. впервые за три последних года уменьшился спрос, а в июне снизился импорт к уровню мая — на 14.8%. В следующем году, по прогнозу Управления энергетической информации США (EIA), средняя стоимость Brent уменьшится на $6/барр. по сравнению с 2012 годом, а потребление нефти хотя и несколько вырастет, но окажется на 360 тыс. барр/сутки меньше, чем ожидалось ранее. Управление объясняет такие ожидания негативом в общем развитии мировой экономики. Эти оценки разделяют в ОПЕК и в ЕС. Схожим образом развивается и газовый сектор глобальной энергетики: цены снижаются, потребление в той же Европе стагнирует.

Как же реагируют поставщики нефти на падающий рынок? Абсолютное большинство стран ОПЕК сокращает поставки: в июле более чем на 220 тыс. барр/сутки с 24 млн. месяцем ранее. В нашей части Евразии уменьшили свой экспорт сырой нефти по сравнению с прошлым годом все крупные поставщики — от России до Азербайджана. Но внутри этого формально негативного процесса имеются позитивные для РК предпосылки.

Национальный запас рентабельности
В описанных условиях резко возрастает фактор себестоимости нефти, поскольку норма внутренней рентабельности добычных проектов должна позволять операторам выдерживать ценовую турбулентность. Нефтедобытчики с более низкой себестоимостью производства имеют в данном случае колоссальные преимущества перед недропользователями с высокой долей затрат в своих корпоративных и проектных бюджетах. И, как следствие, это дает возможность первой группе теснить другую на нынешнем рынке высокой конкуренции, формирующемся сегодня на ближайшую, и, скорее всего, среднесрочную перспективу.
В большинстве близлежащих к Казахстану нефтяных регионов экономика отрасли балансирует на грани рентабельности (суша Азербайджана, Ферганская долина) или имеет ее на невысоком уровне (Ненецкий и Ханты-Мансийский округ в России). Отсюда распространение тревожных настроений в нефтяном сообществе РФ от возникшего спада нефтяных цен, а в Азербайджане, Узбекистане — стремление повысить газовую составляющую, как альтернативу жидким углеводородам в своем энергетическом комплексе. Однако для Казахстана данные обстоятельства имеют менее драматичное значение, поскольку средняя степень рентабельности нефтяной отрасли — до налогообложения — составляет порядка 70%.
На этот показатель значительным образом влияет участие в развитии казахстанского углеводородного комплекса очень крупных, и даже гигантских по продуктивности проектов разведки и разработки (E&Pprojects). В первую очередь это проекты разработки оншорных месторождений Тен-гиз и Карачаганак, освоения морского Кашагана. Их объединяет не только значительный уровень выработки нефти, но и завершение фазы наиболее масштабного инвестирования в предыдущие годы, а также формирование тогда же развитой и разветвленной транспортной инфраструктуры, чего недостает, например, такому перспективному региону как Восточная Сибирь.
Кашаган можно причислить к группе операторов с хорошей рентабельностью, поскольку капитальные вложения в рамках опытно-промышленной разработки   здесь   почти   завершены,
пробная эксплуатация месторождения начнется в ближайшие месяцы, а коммерческая — летом следующего года. Пока названныемегапроекты совокупно обеспечивают 37-38 млн. тонн ежегодно, или почти половину производства нефти в Республике, а в ближайшей и среднесрочной перспективе увеличат свою долю сверх 50%. Большинство других казахстанских нефтедобывающих компаний также прошло пик капитальных вложений, хотя положение с текущей рентабельностью у инвесторов неоднородно. Однако, в общестрановой структуре экономики нефтяного производства положение РК — наилучшее в нашей континентальной части Евразии.

Занять свое место
Дело в том, что себестоимость добычи на крупнейших месторождениях суши РК в таких нефтяных регионах Республики, как Атырауская и Западно-Казахстанская область, одна из самых невысоких и в стране, и в Центральной и Северной Евразии в целом. Такие операторы как «Тенгизшевройл», Карачаганакский консорциум, предприятие «Эмбамунайгаз» к настоящему времени полностью или почти полностью возместили свои предыдущие крупномасштабные — вместе более $20 млрд. — инвестиции в развитие. То есть к нынешнему периоду снижающихся нефтяных цен компании восстановили прежний высокий уровень рентабельности проектов при значительно или кратно возросшей добыче. Каша-ганскому проекту в этом смысле повезло несколько меньше из-за затянувшегося подготовительного периода, зато  у него уже фактически создана производственная база для выхода на уровень добычи с 0.5 млн. тонн в 2013 году до более чем 20 млн. тонн в течение нескольких следующих лет. Сумма возможностей только трех широко известных казахстанских мега-проектов позволит стране вывести в середине нынешнего десятилетия на евразийский рынок около 60 млн. тонн нефти, в основном, с весьма умеренной себестоимостью. В соседних странах аналогичных проектов нет, отчего можно прогнозировать, что после 2015 года РК начнет постепенно замещать в глобальной нефтяной торговле часть продукции, получаемой в регионах с менее эффективной добычей — таких как Западная Сибирь, юго-запад Каспийского региона, север Персидского залива.
В более отдаленной перспективе РК получит результаты от реализации на Тенгизе «Проекта будущего расширения» с увеличением добычи до 36-38 млн. тонн в год, на Карачаганаке — 3-й Стадии разработки с доведением производства нефти и конденсата до 15-16 млн. тонн, и Кашагане — полномасштабной разработке с получением 70-75 млн., а в целом доведет свой ежегодный экспорт до 120-130 млн. Эта формирующаяся сегодня тенденция приведет к тому, что укрепление конкурентных позиций Казахстана на рынке перейдет в новое качество — к усилению влияния на условия мировой нефтяной торговли, которое станет сопоставимым с нынешним воздействием на нее ОПЕК и РФ (на фоне сокращения у них объемов добычи по объективным причинам).
Конечно, реализация данных планов потребует дополнительных миллиардных капиталовложений, но они будут развивать уже сформированную производственную базу, устойчиво генерирующую доходы даже в периоды очередного активного инвестирования.

Переработка — альтернатива рецессии
Однако возможности, которые может реализовать Казахстан на меняющемся сегодня рынке сырой нефти, это лишь часть перспектив более глубокой трансформации отрасли, становящейся все более необходимой. Рецидивы снижения стоимости энерготоваров на глобальном рынке учащаются: только в новейшей истории их было, как минимум, уже три — в 1990-х годах, в конце 2000-х, и сейчас, в начале нынешнего десятилетия.
Это показывает странам-экспортерам нефти, что их экономики должны стать менее зависимыми от перепадов цен на сырьевые товары, даже при пока благоприятной для РК рентабельности добычного бизнеса. И в этом смысле последние два-три года в Казахстане сформировалась и начала реализовы-ваться политика, направленная с одной стороны, на расширение внутреннего потребления энергетических товаров, с другой — на производство и экспорт углеводородных продуктов глубокого передела.
В цифровом выражении поставленные задачи имеют следующий вид. К 2016 году объемы переработки нефти на казахстанских НПЗ должны увеличиться с 14 млн. тонн в год до 17 млн., выпуск  нефтепродуктов — с 10,4 млн. тонн до 13.9 млн., поставки товарного газа на внутренний рынок в ближайшие несколько лет — с менее 23 млрд. кубометров до более чем 35 млрд. Для этого модернизируются три действующих крупных НПЗ — в Атырау, Шымкенте иПавлодаре, а также, возможно, будет построен новый завод. В газовой сфере завершится расширение Жанажоль-ского ГПЗ, произойдет пуск Караба-танского комплекса, строительство нового Карачаганакского завода, а также развитие установок по утилизации попутного нефтяного газа с выпуском сухого метана и сжиженных пропанобу-тановых фракций, ШФЛУ и т.д., сооружение новых газопроводов Бейнеу — Бозой — Шымкент, и Костанай — Кок-шетау — Астана.

Продукция    и    казахстанских E&Pprojects, и новых нефтегазопере-рабатывающих мощностей послужит сырьем для запланированных нефте-и газохимических предприятий, крупнейшим из которых станет Атырауский газохимический комплекс (ГХК). Производство уже строится и по завершению в 2014-2016 гг. начнет выпускать 450 тыс. тонн полипропилена и 800 тыс. тонн полиэтилена. На других проектирующихся мощностях предполагается выработка сотен тысяч тонн таких химических продуктов с высокой добавочной стоимостью как стирол, ксилол, ПЭТФ и других. Результаты этой политики проявятся и в коммерческой и в макроэкономической области. С одной стороны, благодаря получению более дорогостоящих товаров, нежели углеводородное сырье, увеличится доходность 1 тонны нефти и 1 тыс. кубов газа (до 500%). С другой, будет внесен ощутимый вклад в запланированное увеличение доли обрабатывающего сектора в хозяйственной системе Казахстана: с нынешних 11.4% в ВВП до 13% в 2020 году, а по вкладу в экспортные доходы за это же время — с 10% до 45%. Скорее всего, основную роль в этом движении обеспечит именно перерабатывающий комплекс нефтегазовой отрасли. На фоне возрастающих глобальных рисков для торговли сырой нефтью и газом, трансформация углеводородного экспорта Казахстана, безусловно, повысит и устойчивость национальной экономики к ценовым перепадам на энергетические товары, и динамичность ее развития по требованиям современного мира.

Новые задачи, точные приоритеты
Мировая конкуренция за рынки, ресурсы и инвестиции сегодня ужесточа-ется.Свидетельство тому — свержение правительств в различных странах, «торговые войны», навязывание более сильными участниками рынка своих условий более слабым партнерам. В таких условиях необходимо, чтобы сильные стороны экономики РК, а нефтяная отрасль, безусловно, к ним относится, максимально реализовывали свой потенциал, укрепляя и внутренние и международные позиции страны. Достижению этой цели поможет верная расстановка приоритетов в отраслевой и государственной политике. К примеру, в последние годы в США, ЕС, Японии, в других центрах импорта энергетических товаров наблюдается развитие индустрии возобновляемых источников энергии (ВИЭ), добычи сланцевого газаи т.д. Планируются проекты ВИЭ и в Казахстане с необходимостью инвестиций в развитие этого сектора энергетики около полумиллиарда долларов только в ветровую электроэнергетику. Однако усилия по расширению роли «зеленой энергетики» сдерживаются даже в странах-импортерах нефти и газа недостатком экономических стимулов при замене метана и мазута на ветер и фотоэлементы. Дело в том, что себестоимость производства 1 кВт/ч из газа на 30%-50% дешевле, чем из ВИЭ, а из мазута — та же. Однако тепловые электростанции построены, а под ВИЭ их необходимо сооружать. Кроме того, ВИЭ невозможно экспортировать, а экспорт электроэнергии из РК имеет меньшие территориальные возможности, чем углеводородов. Схожие перспективы у использования  сланцевого газа, чья себестоимость добычи в США составляет минимум $130 за 1000 кубов против среднеевразийских затрат в $15-20 при извлечении такого же объема традиционного голубого топлива. То есть,разведка и разработка сланцевого газа даже при успешном освоении его запасов в Казахстане окажется в разы менее доходным бизнесом, чем максимальное использование традиционного природного и попутногогаза.
Эти обстоятельства «не закрывают» перспективы развития альтернативных источников энергии в РК, но дают понять, что полноценная реализация нефтегазовых возможностей принесет стране в обозримом будущемгораз-до большие выгоды, чем проекты, более актуальные для энергодефицитных стран, а не энергоизбыточных, как Казахстан.
Следует помнить, что у нефтегазовой отрасли Республики намечены на нынешнее десятилетие большие и капиталоемкие планы развития — расширение добычи на Тенгизе и Карачага-наке, переход к полномасштабной раз-работкеКашагана, разведкабольших перспективных районов суши национальной компанией «КазМунайГаз». Только они потребуют в совокупности дополнительные инвестиции не менее, чем в $130 млрд. Для модернизации нефтепереработки запланированы капиталовложения в объеме свыше $4 млрд., в нефтегазохимии и газотранспортной сфере — более $10 млрд. Все эти планы, конечно, не условие выживания энергетической отрасли РК, но условие ее перехода в новое, более высокое качество — безусловно. И при выборе областей для вложения финансовых и организационных усилий при не самой благоприятной внешней конъюнктуре предпочтительнее выбирать те, где позиции Казахстана традиционно сильны, а отдача от инвестиций более высока, чем в экспериментальных направлениях. Приток нефтедолларов все еще велик, но отрасль-генератор выручки — нуждается в поддержке. Для энергетических стран наступает время дополнительных проблем, однако,для таких держав как Казахстан -это и время новых возможностей. Воспользоваться ими на 100% — не только отраслевая, но и общегосударственная задача. И в этом контексте стратегические и долгосрочные приоритеты государства состоят во всемерном содействии отрасли и нефтяным компаниям, в том числе в налоговом и инвестиционном законодательстве.

Ключевые слова: нефтьгазКазахстан
PDFПечатьE-mail
 

12

2018 №1

1234567890

2017 №6 (85)

1231231111

2017 №5 (84)

4343433

Special issue, 2017

24524

2017 №4 (83)

2017_2_82

2017 №3 (83)

KAZENERGY_2_2017

2017 №2 (81)

17.03.17jpg

2017 №1 (80)

Zhurnal_24.01.17

 2016 №6 (79)    

_29.11.16

2016 №5 (78)     

16.09.16-1

2016 №4 (77)  


27541

16.09.16

2016 №2 (75)

2016 №3 (76)

magazine

174

2015 №6 (73) 2016 №1 (74)
03_70 __04_kazenergy_web
2015 №3 (70) 2015 №4 (71)
01-68 01-69
2015 №1 (68) 2015 №2 (69)
KE_05_66 kazenergy_mag_6
2014 №5 (66)

logo_magazine_4_2

2014 № 3 (64) 2014 № 4 (65)
3
2014. № 1 (62) 2014. № 2 (63)
2013 года. № 6 (61) 2013. Спецвыпуск
2013 года. № 5 (60) 2013. Спецвыпуск

2013 года. № 4 (59) 2013 года. № 3 (58)
2013 года. № 2 (57) 2013 года. № 1 (56)
2012. № 5 (55) Спецвыпуск 2012
2012. № 4 (54) 2012. № 3 (53)
2012. № 2 (52) 2012. № 1 (51)
2011. № 6 (50) 2011. № 5 (49)
старый старый
2011. № 4 (48) 2011. № 2-3 (44-45)
старый старый
2011. № 1 (43)  2010 года. № 5,6 (41,42)
старый старый
2010 года. № 3-4 (39-40) 2010 года. № 2 (37-38)
старый старый
2010 года. № 1 (35-36) 2009 года. № 5 (32-34)
старый старый
2009 года. № 4 (30-31)  2009 года. № 3 (28-29) 
старый старый
2009 года. № 2 (26-27)
2009 года. № 1 (24-25)
2008 года. № 8-9 (23) 2008 года. № 7 (22)
2008 года. № 6 (16) 2008 года. № 4-5 (15)
2008 года. № 2-3 (14) 2008 года. № 1 (13)
2007 Года. № 10-11 (12) 2007 Года. № 8-9 (11)
2007 Года. № 6-7 (10) 2007 Года. № 5 (9)
2007 Года. № 4 (8) 2007 Года. № 2-3
2007 Года. № 1 2006 Года. № 5
2006 Года. № 4 2006 Года. № 3
2006 Года. № 2 2006 Года. № 1