Нина Пусенкова
Реализация проектов по добыче и переработке сверхтяжелой нефти – технически сложных и дорогих – связана с риском.
Фото Reuters
Активизация российско-венесуэльских отношений привела к тому, что российские компании, и прежде всего нефтяные, дружно устремились в Венесуэлу. Компания «ЛУКОЙЛ» первой подписала с венесуэльской PDVSA договор по блоку Хунин-3 еще в 2005 году. В 2008 году компания договор продлила; тогда же ТНК-ВР заключила соглашение по блоку Аякучо-2, ОАО «Газпром» получило Аякучо-3. А 8 октября 2008 года «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», ТНК-BP, «Сургутнефтегаз» и «Газпром» учредили Национальный нефтяной консорциум (ННК). В 2009 году в ходе визита в Москву Уго Чавеса был подписан меморандум о создании СП между консорциумом и PDVSA. СП займется разработкой блока Хунин-6 с ресурсами в 53 млрд. баррелей нефти. PDVSA получит в нем 60%, ННК – 40%. За право войти в проект консорциум заплатит бонус в 1 млрд. долл. Кроме того, в СП могут передать блоки Хунин-3, Аякучо-2 и Аякучо-3.
Инвестиции только в Хунин-6 на 25 лет оцениваются в 30 млрд. долл. Конечно, этим деньгам не нашлось бы применения ни в российской геологоразведке, ни в нефтепереработке, ни в транспортной инфраструктуре┘
Правда, глобализация российским компаниям действительно нужна, особенно с учетом старения нефтяной промышленности России. А потенциально ресурсная база Венесуэлы огромна – если страна сертифицирует запасы сверхтяжелой нефти в бассейне реки Ориноко, равные, по оценкам PDVSA, 236 млрд. баррелей, то выйдет на первое место в мире по запасам жидких углеводородов, обойдя Саудовскую Аравию. Венесуэла приглашает для сертификации и разработки этих запасов национальные нефтяные компании из Бразилии, Ирана, Китая, Индии, Белоруссии, России┘
Кроме того, российские нефтяники могут приобрести ценный опыт по добыче и переработке тяжелой нефти. Да и освоение Хунин-6 обещает стать выгодным проектом для российских компаний. Ведь его внутренняя норма рентабельности должна составить 19% – намного выше, чем в России. Не слишком ли хорошо, чтобы быть правдой?
Но, идя за рубеж, надо трезво оценивать не только выгоды, но и риски. А в Венесуэле они очень высоки. Попробуем их сформулировать – ведь тот, кто предупрежден, вооружен.
Инвестиционные риски
Производственный риск связан с особенностями нефтяной промышленности Венесуэлы – довольно старой и с одним из самых высоких в мире темпов истощения месторождений. 45% запасов составляет сверхтяжелая нефть (которая затвердевает при извлечении на поверхность и соответственно нуждается в облагораживании – апгрейде). В стране используется три способа апгрейда, в том числе смешение сверхтяжелой нефти с химикатами, чтобы производить на очень дорогих установках синтетическую среднюю и легкую нефть (этой технологией владеют международные нефтяные компании).
Риск ухудшения отношения к зарубежным инвесторам в нефтедобывающих странах обычно повышается в период высоких цен на нефть, когда принимающая сторона считает, что обойдется без иностранцев. Данный риск резко обостряется в Венесуэле, где многие коммерческие решения в нефтяной отрасли принимаются по политическим мотивам.
Риск национализации. В 2007 году Уго Чавес вынудил ConocoPhillips, ExхonMobil, Chevron, BP, Statoil и Total передать PDVSA операционный контроль в четырех проектах по апгрейду сверхтяжелой нефти общей стоимостью в 31 млрд. долл. PDVSA была в них миноритарным партнером, а теперь ее доля возросла до 60%. Часть мейджоров согласились на новые условия, но ConocoPhillips и ExхonMobil ушли из страны. Больше всех финансово пострадала ConocoPhillips, участвовавшая в двух из четырех проектов по апгрейду и имевшая самые крупные активы в Венесуэле стоимостью более 10 млрд. долл. Работа в Венесуэле обеспечивала около 4% ее глобальной нефтегазодобычи.
Риск недостаточной компенсации. Дополнительная проблема с национализацией состоит в том, что PDVSA выплачивает иностранным компаниям компенсацию за экспроприированные активы исходя из их чистой балансовой стоимости, а не из рыночной. ExxonMobil начал судебные процессы против PDVSA именно потому, что его не устроило предложенное Каракасом возмещение.
Риск затяжных судебных процессов. Покинув Венесуэлу, ExxonMobil обратился в международные суды, требуя компенсации за ущерб. В начале 2008 года английский арбитражный суд принял решение о замораживании зарубежных активов PDVSA на 12 млрд. долл. В ответ Венесуэла прекратила поставку нефти ExxonMobil. Потом британский судья отменил прежнее решение коллег, принятое в пользу американского мейджора. ExxonMobil подал иск в суды Нидерландов и США. Эксперты считают, что разбирательство продлится долго. А в конце 2009 года уже Венесуэла задумала подать в суд на ConocoPhillips за то, что американская компания собралась выкупить долю PDVSA в техасском НПЗ, находящемся в их совместной собственности. ConocoPhillips объясняла свое решение тем, что PDVSA в январе 2009 года не поставила на завод оговоренный объем нефти; та оправдывалась, что срыв произошел из-за сокращений квот на добычу ОПЕК.
Риск подрыва производственного потенциала PDVSA из-за тяжелого налогового бремени и социальных обязательств, возлагаемых на нее правительством. Компания выполняет семь миссий (в сфере образования, здравоохранения, прав местного населения, продовольствия и пр.), на которые она должна выделять не менее 10% годовых инвестиций. А ведь именно она будет лидером в СП с российским консорциумом.
Риск, связанный с реализацией проектов по добыче и переработке сверхтяжелой нефти. Проекты эти технически сложные и дорогие – примерно по 18 млрд. долл. каждый. Проблема состоит в том, что PDVSA неспособна эффективно руководить столь сложными и масштабными проектами, то есть играть ту роль, которую раньше играли мейджоры. У венесуэльской компании нет ни ноу-хау, ни организационного опыта, ни квалифицированных кадров: в 2002 году после попытки военного переворота и двухмесячной забастовки в PDVSA были уволены более 17 тыс. ее сотрудников. Кроме того, Венесуэла в последние годы подписала ряд соглашений с национальными нефтяными компаниями из нефтедобывающих стран исходя не только из финансовых или производственных возможностей партнеров, но и политических соображений. Эти соглашения декларировали амбициозные цели по добыче нефти, но пока показывают весьма скромные результаты. Китайская CNPC, например, имеет и опыт добычи тяжелой нефти, и деньги, но даже ее СП с PDVSA, Petrozumano, добывает всего 19 тыс. баррелей/сутки нефти вместо 70 тыс. баррелей/сутки, запланированных на 2009 год. А какой вклад могут внести в реализацию столь сложных и дорогих проектов «Беларуснефть» или иранские компании?
Риск, связанный с квотами ОПЕК на добычу. Эксперты полагают, что PDVSA переложила львиную долю (190 тыс. баррелей/сутки) сокращения добычи, которое в последнее время проводилось по требованию ОПЕК, на свои СП с иностранными компаниями. Предприятиям, добывающим всего четверть венесуэльской нефти, пришлось взять на себя 60% сокращения добычи в стране.
Налоговый риск – в стране постоянно ужесточаются фискальные условия работы для иностранных нефтяных компаний. За последнее десятилетие были значительно повышены как роялти (с 16,7 до 30%), так и подоходный налог, выплачиваемый иностранными компаниями (с 34 до 50%).
Риск неплатежеспособности PDVSА, финансовое положение которой в кризис резко ухудшилось. Ее долг иностранным поставщикам и подрядчикам вырос до 7,6 млрд. к концу 2008 года из-за падения цен на нефть, а платежи сервисным компаниям задерживались почти на год. Кроме того, PDVSA потеряла осенью 2008 года кредитную линию на 5 млрд. долл. от Royal Bank of Scotland.
Риск несоблюдения контрактных обязательств Венесуэлой. Весной 2009 года Каракас национализировал активы более 60 иностранных и местных сервисных компаний. Летом 2009 года Standard & Poor’s отреагировала на эту национализацию, снизив рейтинг PDVSA с «ВВ-» до «В+» из-за «возросшей неопределенности относительно готовности компании выполнять контрактные обязательства перед некоторыми ее поставщиками».
Риск предложения неприемлемых условий иностранным инвесторам, поскольку Венесуэла нереалистично оценивает мировую экономическую конъюнктуру, а также возможности PDVSA. Это подтверждает решение, принятое в августе 2009 года, о переносе лицензионного раунда Carabobo. Тогда на аукцион планировалось выставить лицензии на разработку семи месторождений в районе Carabobo, которые бы осваивались в связке со строительством трех заводов-апгрейдеров. Мейджоров, собиравшихся участвовать в аукционе, не устроила экономическая целесообразность проектов при текущих ценах на нефть, особенно с учетом высоких налогов и требования Каракаса о том, чтобы миноритарные партнеры финансировали не только свою долю участия, но и 60% доли PDVSA.
Риск принятия неправильных решений из-за отсутствия достоверной информации. Уровень прозрачности PDVSA оставляет желать лучшего. Не ясно даже, сколько нефти реально добывает Венесуэла. Уровень добычи нефти – весьма политически чувствительный вопрос для стран ОПЕК, а особенно для Венесуэлы. Ее объем – хороший индикатор состояния отрасли, и правительство стремится показать, что PDVSA процветает. Уго Чавес утверждает, что в стране добывается 3,4 млн. баррелей/сутки. Оппозиция (в том числе бывшие менеджеры PDVSA, которых Чавес уволил после забастовки) настаивает, что венесуэльская компания находится на грани краха и добывает всего 2,3 или даже 2,1 млн. баррелей/сутки. ВР называет цифру в 2,5 млн. баррелей/сутки в 2008 году. Кому верить? Наверно, все-таки ВР.
С экспортом нефти тоже не все понятно. По официальным данным Каракаса, экспорт в 2009 году вырос. Но эксперты полагают, что поскольку на венесуэльском НПЗ возникли серьезные проблемы, PDVSA «экспортирует» нефть на свой завод на Антильских островах, и потом ввозит оттуда в Венесуэлу нефтепродукты для внутреннего потребления – так складывается более радужная картина экспорта.
Риск, порождаемый коррупцией. Венесуэла – одна из самых коррумпированных стран в мире. Ее индекс коррупции, подсчитанный Transparency International, составляет 162 из 180. У России он равен все-таки только 146.
Учитывая все эти и другие риски, удастся ли российским нефтяникам найти общий язык с венесуэльскими коллегами? Или российские нефтяники окажутся в Венесуэле в таком же положении, в котором иностранные нефтяные компании оказывались в России?
