5 марта 2022 г. в 07:44

Глобальные инвестиционные планы в ТЭК: добыча, СПГ, нефтегазохимия

Предыдущие прогнозы

В 2019 году на Российском инвестиционном форуме министр энергетики Александр Новак утверждал, что к 2024 году инвестиции в топливно-энергетический комплекс вырастут на 50%:

– ТЭК играет важнейшую роль, является драйвером развития многих отраслей. Сегодня отрасль формирует 25% ВВП и порядка 60% экспорта. Текущий объем инвестиций в ТЭК – 5 трлн рублей. Мы видим, что к 2024 году можем выйти на объем инвестиций в 7,5 трлн рублей.

Несмотря на пандемию и многочисленные политические и экономические сложности, сегодня положение ТЭК в российской промышленности по-прежнему ключевое: именно этот комплекс становится важнейшим заказчиком для предприятий разного масштаба и профиля и даже формирует отдельные отрасли. Например, ТЭК – заказчик 25% рынка IT-услуг, также он создает гигантские заказы на электроэнергетическое и нефтегазосервисное оборудование, буровую технику и различные машины, разнообразную химическую продукцию.

Уже несколько лет стратегия развития топливно-энергетического комплекса состоит в дальнейшем расширении, диверсификации и развитии новых сфер. Например, делается очевидный акцент на развитие нефтегазохимии – сегодня мы занимаем около 2% на мировом рынке нефтехимической и газохимической продукции, однако это огромная ниша, где можно было бы более технологично обрабатывать сырье – этан, сжиженные углеводородные газы.

Министр энергетики Николай Шульгинов, пришедший на смену Александру Новаку, также считает, что Россия и в настоящем моменте обладает серьезными конкурентными преимуществами в энергетике. Крупные компании продолжают разрабатывать масштабные инвестиционные проекты – и запускать новые, а также планировать рост по всем направлениям.

Нефтедобыча: ожидать ли роста?

Решение ОПЕК+ об ускоренном наращивании добычи нефти позволило России повышать производство в этом секторе. Прогноз таков, что добыча будет увеличиваться до сентября 2022 года, при этом с мая 2022 года РФ сможет добывать в рамках соглашения 10,5 млн б/с. С мая 2022 года у страны повышается база отсчета снижения нефтедобычи – с 11 до 11,5 млн б/с, однако в рамках принятого решения производство может увеличиваться на 100 тыс. б/с. Предполагается, что такими темпами к сентябрю Россия выйдет на уровень в 11 млн б/с.

Чтобы нарастить добычу еще больше, нужны будут активные новые вложения. Однако для российских компаний это не сюрприз: они сформировали нужный резерв. В целом ожидается стабилизация нефтяного рынка, и аналитики ожидают средней цены на нефть марки Brent на уровне $60 за баррель на 2022 год.

«Роснефть»: законы инвестиционной привлекательности

Лидеры ТЭК получили довольно бодрящие итоги своей деятельности в 2021 году. Например, «Роснефть» подвела производственные результаты за 3 квартал и 9 месяцев 2021 года: среднесуточная добыча жидких углеводородов в 3 квартале увеличилась на 9,3% год к году (без учета активов, выбывших в 2020 году) – до 3,98 млн барр., среднесуточная добыча газа в том же периоде – на 23,2% год к году (также без учета выбывших активов) – до 182,2 млн куб. м.

По итогам периода количество вновь введенных в эксплуатацию скважин превысило 2,5 тыс. ед., увеличившись на 40% год к году. Количество наиболее эффективных новых горизонтальных скважин превысило 1,7 тыс. ед., увеличившись на 39% год к году, а их доля в общем количестве введенных скважин составила 69%.

Что касается добычи, с 2016 по 2020 год «Роснефть» запустила 13 новых крупных проектов в сфере разведки и добычи. Суммарная добыча жидких углеводородов на них в доле компании за 9 месяцев 2021 года составила 504 тыс. барр. в сутки (18,6 млн т), что на 28% выше год к году.

Сегодня компания завершила проектно-изыскательские работы по объектам нефтяного терминала «Порт Бухта Север» (включая нефтепровод «Пайяха – Бухта Север» и объекты инфраструктуры), а также по системе транспорта нефти «Ванкор – Сузун». Продолжается активная разработка «Восток Ойл» на севере Красноярского края. Этот проект стал важным маркером международной инвестиционной привлекательности компании. Например, крупнейший американский инвестиционный банк J.P. Morgan включил «Роснефть» в список наиболее предпочтительных для инвестирования компаний мира в 2022 году. Она стала единственной в России, а также в Центральной и Восточной Европе, вошедшей в этот список. В качестве важного фактора привлекательности банк указывает как раз «Восток Ойл» – он имеет высокий коэффициент внутренней доходности, который в базовом сценарии оценивается на уровне 54%. Второй по величине инвестбанк США– Bank of America – также включает компанию в список оптимальных кандидатов для инвестирования в 2022 году в регионе «Восточная Европа, Ближний Восток и Африка». Его аналитики также считают «Восток Ойл» локомотивом развития «Роснефти».

Напомним, «Восток Ойл» включает в себя 52 лицензионных участка, в границах которых расположены 13 месторождений нефти и газа, в том числе Ванкорское, Сузунское, Тагульское, Лодочное месторождения, а также новые, уникальные по запасам перспективные Пайяхское и Западно-Иркинское. Ресурсная база проекта – более 6 млрд тонн нефти (44 млрд баррелей) – сопоставима с крупнейшими нефтяными провинциями Ближнего Востока или сланцевыми формациями США. Добыча на проекте может начаться в 2024 году. В конце 2020 года крупный международный трейдер Trafigura выкупил 10%, в ноябре 2021 года консорциум во главе с Vitol – 5% в проекте.

«Роснефть» не забывает об экологии, продолжая реализацию мероприятий Плана по углеродному менеджменту до 2035 года. В рамках этой работы в компания договорилась с Equinor, ExxonMobil и Агентством природных ресурсов и энергетики Японии (METI) о сотрудничестве в области управления выбросами – это изучение перспектив реализации новых совместных проектов в сфере улавливания и хранения СО2 (CCS), а также разработка современных видов топлива, низкоуглеродных технологий. В рамках реализации плана «Роснефть» также расширила географию применения беспилотных летательных аппаратов с лазерными сканерами и видеокамерами для контроля выбросов метана на объектах подготовки и транспортировки нефти и газа ключевых добывающих предприятий компании.

Также в отчетном периоде «Роснефть» получила патент на изобретение основанной на принципе безотходного производства «зеленой» технологии по переработке бурового шлама в рамках проекта «Восток Ойл». Таким образом уже утилизировано более 251 тыс. т (165 тыс. куб. м) бурового шлама. Рационализаторский проект по переработке отходов бурения в высокоэкологичный строительный материал уже принес предприятию более 2,2 млрд руб. экономического эффекта.

Впрочем, научные изыскания компании направлены не только на экологию: к примеру, специалисты Тюменского нефтяного научного центра (научно-проектный институт «Роснефти») запатентовали технологию определения объемов нефти и газа в нетрадиционных нефтяных коллекторах при помощи ядерно-магнитного резонанса. Новый подход существенно повышает точность определения геологических запасов углеводородов и применяется для оценки потенциала в пустотах горных пород, содержащих битумы, тяжелые, вязкие, парафинистые, смолистые углеводороды, а также высокоминерализованную пластовую воду.

«Газпромнефть»: 100 млн тонн впервые в истории

Другой флагман отрасли, «Газпром нефть», также подвел предварительные итоги реализации инвестпрограммы за 2021 год.

Ожидаемый объем освоения программы составляет 499,4 млрд рублей. В 2021 году компания демонстрировала ежеквартальный прирост ключевых финансовых показателей. Объем добычи по итогам 2021-го впервые в истории компании превысит 100 млн тонн н.э. Объем переработки, по предварительной оценке, вырастет до 43,3 млн тонн н.э., объем премиальных продаж нефтепродуктов увеличится до 25,6 млн тонн н.э.

Рост объемов добычи в 2021 году связан с запуском Тазовского месторождения, ростом добычи на нефтяных оторочках, а также вводом установки комплексной подготовки газа на Восточно-Мессояхском месторождении. Компания получила одну лицензию на разведку и добычу углеводородов в Оренбургской области и две лицензии на геологическое изучение нижележащих горизонтов и флангов в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах.

С другой стороны, в уходящем году «Газпром нефть» комплексное развитие своих нефтеперерабатывающих заводов. На Московском НПЗ завершена модернизация установки переработки тяжелых нефтяных фракций, что позволило увеличить годовой выпуск дизельного топлива. Проведен демонтаж пяти установок прошлого поколения, на смену которым в 2020 году пришел высокотехнологичный комплекс «ЕВРО+». На Омском НПЗ идет строительство экологического комплекса «Биосфера», который повысит эффективность очистки воды почти до 100%.

Компания продолжает расширять операционные и технологические партнерства: подписала соглашения о создании совместных предприятий в сфере разработки и добычи с «ЛУКОЙЛом» – для разработки крупного нефтегазового кластера в ЯНАО, центром которого станет Тазовское месторождение, с «НОВАТЭКом» – для разработки Северо-Врангелевского лицензионного участка на шельфе, с «Татнефтью» – по увеличению нефтеотдачи пластов, с «Шелл» – в сфере добычи, технологий и «зеленой» энергетики, а также сотрудничает с «Аэрофлотом» и «Совкомфлотом» по производству экологичных видов топлива. Также в планах – совместная работа с металлургическими компаниями в области развития водородных технологий и технологий улавливания и хранения углерода.

В 2022 году объем инвестиций «Газпром нефти» вырастет более чем на 10%, при этом уровень финансирования инвестпрограммы превысит 500 млрд руб.

лукойл.jpg

ЛУКОЙЛ открыл в историческом павильоне № 25 «Нефть» на ВДНХ интерактивный учебно-методический центр, посвященный истории российской нефти, развитию отечественной науки и технологий. Источник: lukoil.ru

«ЛУКОЙЛ»: ориентация – Россия

«ЛУКОЙЛ» вкладывает серьезные деньги в отечественные проекты. Вагит Алекперов заявил о новых инвестициях: это создание СП с «Газпром нефтью» по разработке крупного кластера на Ямале, рост бурения на действующих месторождениях и начало реализации нескольких крупных проектов в нефтепереработке.

СП с «Газпром нефтью» создается на базе ООО «Меретояханефтегаз», дочернего предприятия «Газпром нефти». Ядром нового центра добычи станет Тазовское нефтегазоконденсатное месторождение. Кроме того, в периметр деятельности совместного предприятия войдет разработка Северо-Самбургского и Меретояхинского месторождений, а также двух Западно-Юбилейных лицензионных участков. Совокупные геологические запасы нового кластера составляют более 1 млрд тонн нефти и около 500 млрд куб. м газа.

– Проекты в России всегда были и остаются главным приоритетом для «ЛУКОЙЛа», мы видим для этого огромный потенциал. Компания заинтересована в увеличении инвестиций и в добыче, и в переработке углеводородов на территории нашей страны. Мы активно развиваем новые месторождения в Западной Сибири, Тимано-Печоре, Каспийском и Балтийском морях и в других регионах РФ, продолжаем реализацию точечных проектов глубокой переработки нефти на российских НПЗ. «Газпром» и «Газпром нефть» на протяжении многих лет являются нашими стратегическими партнерами, в сотрудничестве с которыми мы можем объединить лучшие отечественные технологии для развития крупного нового кластера добычи углеводородов в ключевом для нас регионе – ЯНАО. Развитие этого кластера обеспечит дополнительную добычу углеводородов и налоговые поступления в бюджет России, мультипликативный эффект для смежных отраслей, – отмечает Вагит Алекперов.

Компания развивает новые нефтедобывающие провинции в Каспийском и Балтийском морях: на Каспии скоро будет запущено месторождение имени Валерия Грайфера, на Балтике – месторождения D33. В сумме эти проекты обеспечат России дополнительную добычу около 3 млн тонн нефти ежегодно. Продолжается разработка месторождений им. Ю. Корчагина и В. Филановского на Северном Каспии.

Активно развиваться компании также помогает применение новых технологий – так, например, «ЛУКОЙЛ» запустил в эксплуатацию самую масштабную цифровую модель нефтяного месторождения в России. Создание комплексной интегрированной модели Ватьеганского месторождения – часть корпоративного проекта «Интеллектуальное месторождение». Беспрецедентный по масштабу и сложности проект включает создание цифровых двойников более чем 3000 скважин, 12 объектов разработки и охватывает всю производственную цепочку добычи – от пласта до входа в центральный пункт сбора и подготовки нефти. Внедрение цифровых инструментов позволяет решать широкий спектр производственных задач, среди которых определение реального потенциала добычи, планирование, мониторинг и оценка объемов производства углеводородов, оптимизация добычи.

В компании уже введена в промышленную эксплуатацию 61 интегрированная модель. Сегодня на месторождения с интегрированными моделями приходится более трети суммарной добычи «ЛУКОЙЛа». За 2020 год суммарный эффект от интегрированного моделирования на показатель EBITDA составил более 3 млрд рублей.

– Инвестиции в проекты в России – ключевой приоритет «ЛУКОЙЛа». Начиная с 2014 года, только в сегменте геологоразведки и добычи мы направили на реализацию российских проектов около 2,3 трлн рублей. Проект «Интеллектуальное месторождение позволяет вовлекать в разработку дополнительные ресурсы и эффективнее управлять производством. В наших ближайших планах расширить этот проект, охватив моделями более 100 ключевых месторождений компании в России, – говорит первый вице-президент ПАО «ЛУКОЙЛ» Азат Шамсуаров.​

Еще один важный технологический вектор – методы повышения нефтеотдачи пласта. Они позволяют существенно увеличивать объем извлекаемых запасов за счет вовлечения в промышленную разработку запасов высоковязкой нефти, запасов в низкопроницаемых коллекторах и трудноизвлекаемых запасов на поздней стадии разработки месторождений. «ЛУКОЙЛ» применяет физические, химические, гидродинамические и тепловые методы воздействия на продуктивные пласты. Высокоэффективным методом повышения нефтеотдачи пласта является также бурение вторых стволов на существующих скважинах. Высокая эффективность в первую очередь обусловлена подготовкой научно обоснованных мини-проектов с применением гидродинамического моделирования и повышением точности прогнозирования геологического строения и структуры запасов на участках бурения вторых стволов. Малый диаметр скважин позволяет сократить затраты на строительство и в результате вовлечь в разработку дополнительные запасы нефти. Средняя экономия расходов по сравнению со стандартными скважинами – 30-50%. Использование скважин малого диаметра позволяет также сократить затраты на обустройство кустов.

В Западной Сибири компания успешно развивает технологию строительства горизонтальных скважин трехколонной конструкции. Это сокращает сроки строительства в среднем на 35% (а в некоторых случаях – в два раза), а затраты – примерно на 20% по сравнению с горизонтальными скважинами стандартной четырехколонной конструкции. В среднесрочной перспективе планируется существенно увеличить количество таких скважин.

Внедрение технологии Texas Two Step позволяет выполнять многозонный гидравлический разрыв пласта (ГРП) в определенном порядке, а не поочередно от забоя горизонтальной скважины, что повышает эффективность за счет более высоких дебитов. ЛУКОЙЛ стал первой в России компанией, применившей данную технологию гидроразрыва пласта на боковом стволе. Дебиты горизонтальных скважин с многозонным ГРП по технологии TTS в 4 раза превышают дебиты наклонно направленных скважин с ГРП и в 2 раза превышают дебиты горизонтальных скважин со стандартным многозонным ГРП.

Не забывает компания и о технологичности своих НПЗ: оптимизация загрузки вторичных процессов и расширение сырьевой корзины позволили значительно улучшить структуру выпускаемой продукции и снизить долю мазута и вакуумного газойля в пользу увеличения доли светлых нефтепродуктов. А в НИИ «ЛУКОЙЛа» разработали уникальную технологию переработки отходов, образующихся на нефтеперерабатывающих заводах в процессе получения высокооктанового компонента бензина. Эта технология позволяет получать из этих отходов фторид кальция, который может быть использован в металлургической промышленности в качестве полноценной замены импорту востребованного на рынке плавикового шпата – природного аналога фторида кальция.

8.jpg

Порт Усть-Луга. Источник: ОАО «Компания Усть-Луга»

Газ: эпоха СПГ

По данным Vygon Consulting, СПГ – единственный невозобновляемый источник энергии, спрос на который вырос в 2020 году. В «НОВАТЭКе», например, считают, что поставки СПГ зачастую получаются выгоднее, чем прокачка газа по трубопроводам. Например, на Восточном экономическом форуме, глава компании Леонид Михельсон заявил, что не планирует поднимать вопрос об экспорте газа в европейские страны по трубопроводам «Газпрома». По его мнению, намного дешевле доставлять сжиженный природный газ на танкерах.

Напомним, что «НОВАТЭК» занимает второе место по объемам добычи природного газа после «Газпрома» и целенаправленно разрабатывает тему СПГ. Компания по итогам 2021 года рассчитывает впервые получить дивиденды от своего завода «Ямал СПГ», а также намерена нарастить производство сжиженного газа до 40 млн т/год в 2025 году. Такой рост обеспечит запуск третьей линии завода «Арктик СПГ-2». В 2026–2030 годах компания планирует увеличить объем производства СПГ до 56–70 млн т/год. Дело в том, что «НОВАТЭК» планирует построить еще и завод «Арктик СПГ-1» мощностью 20 млн т/год, который станет третьим проектом после «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ-2». В глобальном рассмотрении Михельсон считает, что Россия к 2030 году может ежегодно производить около 120 млн тонн СПГ.

Между тем, извечный конкурент «НОВАТЭКа» «Газпром» также нацелился на СПГ. В настоящее время концерн строит комплекс по переработке этансодержащего газа и производству СПГ в Ленинградской области (п. Усть-Луга) – якорный проект формируемого в регионе крупного газоперерабатывающего и газохимического кластера. Как сообщает пресс-центр «Газпрома», предприятие станет самым мощным по объему переработки газа в России и крупнейшим по объему производства сжиженного природного газа в регионе Северо-Западной Европы. Комплекс будет ежегодно перерабатывать 45 млрд куб. м газа, производить 13 млн тонн СПГ, до 3,8 млн тонн этановой фракции, до 2,4 млн тонн СУГ и 0,2 млн тонн пентан-гексановой фракции.

Другой проект «Газпрома», тоже в Ленинградской области, перенес сроки ввода в эксплуатацию на 2022 год. Это комплекс по производству, хранению и отгрузке сжиженного природного газа в районе КС «Портовая» мощностью 1,5 млн тонн в год. Комплекс включает технологические установки основного и вспомогательного оборудования, предназначенные для приема сырьевого природного газа, его подготовки, компримирования и сжижения, а также хранения в сжиженном виде для последующей отгрузки. Продукция предприятия будет направлена для резервного газоснабжения Калининградской области, а также пополнения СПГ-портфеля ПАО «Газпром».

В «Газпроме» также прорабатывают проект «Владивосток-СПГ», который предполагает строительство в районе Владивостока среднетоннажного завода по производству сжиженного природного газа. Потенциальный рынок сбыта – страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Нефтегазохимия: отраслевые якоря

Возвращаясь к словам Александра Новака о мощном потенциале нефтегазохимической отрасли и необходимости ее развития, можно сказать, что бизнес в России в целом с ним солидарен. В последнее время появляются крупные проекты именно в этом секторе, и в процессе их создания применяются самые новейшие технологии.

В частности, «Газпром» и «РусГазДобыча» создали СП для разработки Тамбейского месторождения на Ямале – «Газпром добыча Тамбей». Газ месторождения, наряду с газом Надым-Пур-Тазовского региона, станет сырьевой базой для комплекса в Усть-Луге. А вот этан с этого комплекса будет поступать на новый газохимический комплекс (ГХК КПЭГ, оператор – ООО «Балтийский химический комплекс», дочерняя компания «РусГазДобычи»). Планируется, что ГК будет выпускать свыше 3 млн тонн полимеров в год.

Свой ГХК в 2027 году планирует запустить и «НОВАТЭК» – это Обский газохимический комплекс мощностью 2,2 млн т/год аммиака и 0,13 млн т/год водорода. В его рамках также, возможно, будет реализован пилот по производству аммиака. Ресурсная база проекта – Верхнетиутейское и Западно-Сеяхинское месторожденийя вблизи пос. Сабетта, где расположен «Ямал СПГ».

Нельзя обойти внимание и строительство компанией «СИБУР» Амурского газохимического комплекса – элемента нефтегазохимического кластера в Приамурье. Это крупнейшее предприятие по производству полиэтилена и полипропилена востребованных на российском и мировом рынках марок, мощность которого составит до 2,7 млн тонн этилена в год. Амурский ГХК будет технологически связан с Амурским газоперерабатывающим заводом «Газпрома». Сырьем для АГХК станут этановая фракция и сжиженные углеводородные газы (СУГ), которые будут производиться на АГПЗ. Основным рынком предполагается Китай, где спрос на полимеры растет на 6% в год и в другие быстрорастущие регионы Азии. Неудивительно, что партнером «СИБУРа» выступила китайская нефтехимическая компания Sinopec. Механическая готовность Амурского ГХК и начало пуско-наладочных работ будут синхронизированы со строительством и вводом в эксплуатацию 4-й очереди Амурского ГПЗ – не ранее 2024 года.

Еще один масштабный газохимический проект реализует Иркутская нефтяная компания, один крупнейших независимых производителей углеводородного сырья в России. Она строит завод полимеров в Усть-Куте в рамках создания газохимического кластера, включающего объекты по добыче, подготовке, транспортировке и переработке газа. Производственная мощность составит 650 тыс. т товарной продукции в год. К строительству привлечена японская инжиниринговая компания Toyo Engineering, которая отвечает за проектирование, поставку оборудования и материалов. Проект сооружения Иркутского полимерного завода находится в ряду первых проектов, действующих по новому правительственному механизму поощрения капиталовложений.

И завершает подборку крупных нефтегазохимических заделов олефиновый комплекс «Нижнекамскнефтехима» в составе ГК «ТАИФ». Общая мощность комплекса по этилену составит 1200 тыс. тонн. Сначала будут построены два производства ЭП-600, потом две установки по выпуску высокомаржинальных полимеров, которые и будут использовать в качестве сырья продукты производств этилена. Недавно директором ПАО «Нижнекамскнефтехим» Айратом Сафиным заявлено, что «ЭП-600» будет введен в срок, несмотря на пандемию: основное строительство закончится до конца 2022 года, а уже через полгода будет произведена первая продукция. Планируется выпускать: этилена – 600 тыс. т, пропилена – 270 тыс. т, бензола – 248 тыс. т, бутадиена – 89 тыс. тонн.

Кроме того, на том же «Нижнекамскнефтехиме» можно видеть новое производство по выпуску дивинил-стирольного синтетического каучука (ДССК). Объект начал возводиться в 2018 году, мощность завода – 60 тысяч тонн. ДССК – это самый новейший функционализированный каучук 5-го поколения – он является отличной базой для создания экологически чистых шин (легковых и легкогрузовых шин летнего и всесезонного ассортимента). Кроме того, этот материал отличается более высокими сцепными характеристиками и низкими потерями на качение. Также его применяют в резинотехнической и обувной промышленности и при изготовлении транспортерных лент.

Председатель совета директоров ПАО «Нижнекамскнефтехим» Руслан Шигабутдинов назвал свое предприятие «настоящим супермаркетом каучука», говоря о том, что «Нижнекамскнефтехим» единственный в мире выпускает всю линейку каучуков. И не только выпускает, но и входит в топ-10 мировых производителей синтетических каучуков, став первым в мире поставщиком полиизопрена и третьим – бутиловых каучуков.


Источники данных для обзора: «Интерфакс», «Коммерсант», Neftegaz.RU, ТАСС, пресс-центры компаний «Газпром», «Газпром нефть», «ИНК», «Нижнекамскнефтехим», «НОВАТЭК», «ЛУКОЙЛ», «ТАИФ». Фото: официальные сайты перечисленных компаний