Борьба за ресурсы и рынки, ценовые войны, жесточайшая конкуренция — все это о нефтяной отрасли. Масштабные соглашения, мощные консорциумы, партнерства, жизненный цикл которых измеряется десятилетиями, — и это тоже о нефтянке. Первое объясняется размерами призов, второе — сложностью проектов. И чем труднее становятся задачи, стоящие перед нефтяниками, тем очевиднее, что объединение сил гораздо выгоднее соперничества.
Сестринские договоры
История нефтянки — это история не только о бизнесе, но и без преувеличения о борьбе за мировое господство. Соответствует такой цели и масштаб партнерств, которые создавались и создаются в этой сфере. Один из самых ярких примеров — битва за ближневосточную нефть, которую мировой капитал вел в начале XX века. Нефтяные войны продолжались почти десятилетие, а впервые по-настоящему договориться американским, английским и французским нефтяным магнатам удалось в 1927 году. Охота на куропаток в шотландском замке президента Royal Dutch Shell сэра Генри Детердинга завершилась созданием суперкартеля, в который к 1932 году вошли все семь крупнейших нефтяных компаний мира: собственно, англо-голландская Shell, «Англо-Персидская нефтяная компания» (ныне BP), а также американские «Стандарт ойл оф Нью-Джерси» (впоследствии Exxon), «Стандарт ойл оф Нью-Йорк» (Mobil), «Стандарт ойл оф Калифорния» (Chevron), Gulf Oil и Texaco. Позже, с легкой руки главы итальянской государственной нефтяной компании Eni Энрико Маттеи, их стали называть «семь сестер». Францию в этом разделе нефтяного мира представляла «Компани Франсез де Петроль» (сегодня Total), которая, впрочем, звания восьмой «сестры» так и не удостоилась.
В тайном соглашении, подписанном в 1928 году, «сестры» договорились о том, как делить между собой рынки, как устанавливать общемировые цены на нефть, устраивающие всех участников картеля, каких пределов может достигать внутрикартельная конкуренция. На официальном уровне правила партнерства были оформлены в виде «Соглашения о красной линии», подписанного правительствами США, Англии и Франции. «Красная линия», очерчивающая регион, внутри которого конкуренция за концессии была запрещена, проходила от Дарданелл через Палестину до Йемена, далее через Персидский залив, охватывая Турцию, Сирию, Ливан, Саудовскую Аравию, Иорданию, Ирак и Кувейт.
Партнерство стало не только способом предотвращения новых витков нефтяных войн между самыми сильными, но и прекрасным инструментом подавления и ограничения более слабых — независимых нефтяных компаний. В частности, по условиям картельного соглашения его участникам рекомендовалось «приобретение действующих концернов, не входящих в состав участников соглашения, поскольку оно ведет к повышению стабильности рынков».
«Соглашение о красной линии» просуществовало до 1940-х годов, после чего американские нефтяные компании заявили, что оно не имеет юридической силы, поскольку противоречит антимонопольному законодательству США. Разумеется, о нарушении закона бизнесмены из Нового Света вспомнили, лишь чтобы усилить свое влияние в Ближневосточном регионе и отодвинуть в сторону ослабленный Второй мировой войной британский и французский капитал. Впрочем, окончательно «семь сестер» так и не разругались. Национализация иранской нефтяной отрасли и усиление роли американского капитала в регионе лишь привели к перераспределению сил и созданию новых консорциумов в Иране, Саудовской Аравии, Кувейте, Ираке. Игроки оставались все теми же, и такое положение дел сохранялось до 1970-х годов, когда в борьбу с картелем, участники которого к тому времени контролировали более 80% мировых запасов нефти, вступило другое партнерство — Организация стран — экспортеров нефти (ОПЕК), — в итоге благополучно разрушившее гегемонию «семи сестер».
Самым свежим примером партнерства, влияющего на мировой порядок, пожалуй, можно назвать соглашение ОПЕК+, восстановившее баланс спроса и предложения на нефтяном рынке, нарушенное американской сланцевой революцией. В этом проекте, оказавшемся успешным и эффективным, активное участие принимает и Россия.
Цена согласия
Картели — инструмент глобальный и содержащий гораздо больше геополитики и макроэкономики, чем собственно бизнеса. Однако без настоящих бизнес-партнерств большая часть месторождений, составляющих сегодня основу мировой нефтедобычи, вероятнее всего, осталась бы неосвоенной. Особенность нефтяной отрасли заключается именно в масштабе и ресурсоемкости проектов, которые при этом, как правило, являются еще и высокорисковыми. Оптимальное решение задачи, в условиях которой значатся высокие риски и необходимость масштабных инвестиций, — создание под реализацию конкретных проектов консорциумов из нескольких компаний. Это временные союзы, в рамках которых даже не обязательно создавать отдельное юридическое лицо, формировать громоздкие органы управления. При этом консорциумы обладают практически всеми преимуществами компаний с юридической ответственностью — размещают заказы, привлекают инвестиции.
Впрочем, когда в реализации проекта участвуют несколько компаний, это оборачивается не только большими возможностями, но и серьезными сложностями. Всего два ярких примера — как надо и как не надо — из одного не самого крупного, но очень важного нефтяного региона мира.
Пример первый: Азери — Чираг — Гюнешли — группа нефтегазоконденсатных месторождений на шельфе Азербайджана в южной акватории Каспийского моря. Две трети нефти Азербайджана добывается именно здесь. Актив разрабатывает консорциум, сформированный из лидеров мировой морской добычи: BP (оператор), ExxonMobil, Chevron и Equinor, конечно же, азербайджанского SOCAR и нескольких менее масштабных игроков (Inpex, TP, Itochu, ONGC Videsh Limited (OVL). Соглашение о разделе продукции (СРП) с властями Азербайджана было подписано в 1994 году, эксплуатация месторождений запускалась последовательно с 1997 по 2008 год. За 25 лет реализации проекта в него было вложено $36 млрд, сейчас добыча ведется с восьми платформ. Изначально совокупные запасы актива оценивались в 3,8 млрд баррелей нефти, и так как консорциум уже извлек более 3,5 млрд баррелей, отдача разработанных структур постепенно падает. Тем не менее в 2017 году консорциум продлил СРП до 2049 года и намерен вложить за это время в развитие проекта еще $43 млрд, добыв дополнительно порядка 3 млрд баррелей.
Пример второй: знаменитый Кашаган. Тот же Каспий, только его северная часть. По масштабам актив гораздо более крупный (а если точнее, гигантский) — геологические запасы порядка 38 млрд баррелей. Лицензию на освоение месторождения в 1997 году на условиях 40-летнего СРП (только не с Азербайджаном, а с Казахстаном) получил консорциум Agip KCO, в который входили Eni, Total, Shell, ExxonMobil и ConocoPhillips. Единым оператором официально выступала Agip Kazakhstan North Caspian Operating Company — «дочка» Eni, однако четкую схему управления проектом в рамках консорциума создать не удалось. Когда стало очевидно, что сроки ввода месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию провалены, Agip KCO был преобразован в North Caspian Operating Company (NCOC) — операционную компанию, участниками которой стали ExxonMobil, Shell, Total, Eni, CNPC, Inpex и местный «КазМунайГаз». Доли почти между всеми участниками проекта были разделены в равных пропорциях (по 16,807%), меньше досталось только китайцам и японцам (8,333 и 7,563% соответственно). Четко разделен был и производственный функционал, однако к этому моменту упущено уже было слишком многое. В итоге начало опытно-промышленной разработки Кашагана было сначала перенесено с 2005 на 2008 год, потом на 2011-й, потом на 2013-й. В 2013-м добыча нефти все же началась, но прекратилась через две недели из-за утечки газа на одном из газопроводов. На устранение неполадок понадобилось еще три года.
О том, сколько денег ушло на запуск только первой фазы проекта, подразумевающей добычу 450 тыс. барр./сут., доподлинно неизвестно — это конфиденциальная информация. В правительстве Казахстана говорили о росте затрат с плановых $19 млрд до $55 млрд, CNN Money оценивала вложения в $116 млрд, а ряд экспертов называли цифру $150 млрд. Стоимость реализации второй фазы, в рамках которой планируется достижение уровня добычи в 1 млн барр./сут., некоторые эксперты оценивают в фантастические $200 млрд. Даже если поделить эти цифры надвое, Кашаган останется одним из самых дорогих проектов в истории мировой нефтянки.
Справедливости ради стоит отметить, что он и один из самых сложных в мире. Тяжелая ледовая обстановка пять месяцев в году, большие глубины залегания нефти (до 4800 м), расположенной под солевым куполом, высокое пластовое давление (80 МПа), газовый фактор, наличие сероводорода и меркаптана. Но в качестве основной причины того, что за этим проектом прочно закрепилась остроумная англоязычная версия названия — Cash-All-Gone, — эксперты называют не климатические и геологические сложности и даже не падение цен на нефть 2014–2015 годов, а проблемы партнерства. Участники консорциума долго боролись между собой за статус лидера и монопольного оператора, и это не могло не сказаться на качестве проекта освоения актива. Когда же консенсус в виде модели операционной компании был найден, пришлось сдерживать рост затрат, связанных с пересмотром планов, в том числе за счет снижения стоимости технологических решений, которое в свою очередь привело к авариям и новым затратам и срывам сроков.
Нефть в обмен на технологии
История с Кашаганом все же скорее исключение, чем правило. Консорциумы для реализации сложных проектов создаются постоянно и успешно справляются со своими задачами. В принципе, и Кашаган демонстрирует, что даже неудачи партнерств не становятся критическими для его участников — именно из-за разделения рисков и вложений. Кроме того, очевидно, что в одиночку «КазМунайГаз» не смог бы даже подступиться к Кашагану, причем не только из-за инвестиционного масштаба проекта. Участники консорциума принесли с собой опыт освоения морских месторождений, необходимые технологии, знания. Объединение различных компетенций, необходимых для успешного решения сложной задачи, еще одна важная цель создания партнерств.
Хрестоматийный пример технологического партнерства — сотрудничество национальной бразильской нефтяной компании Petrobras и практически всех мировых лидеров нефтегазовой отрасли в области разработки подсолевых месторождений в Бразилии. Национальная компания к этому моменту имела достаточно обширные компетенции поиска и разработки подсолевых месторождений — например, именно в Petrobras были разработаны алгоритмы, позволившие устранить искажения, возникавшие из-за рассеивания сигналов полуторакилометровым пластом соли, расположенным под морским дном над нефтяными залежами. Но бразильцам нужны были самые современные технологии разработки глубоководных месторождений, методы нефтедобычи, инструменты сокращения капитальных затрат.
Без бизнес-партнерств большая часть месторождений, составляющих сегодня основу мировой нефтедобычи, осталась бы неосвоенной из-за их масштабности и высоких рисков
Для привлечения на шельф иностранцев страна изменила правила формирования концессий, отменив требование об обязательном операторстве Petrobras. Крупнейшие нефтегазовые компании мира учредили в Бразилии собственные исследовательские центры. Такое отношение абсолютно объяснимо. Дилма Русеф, занимавшая в 2000-х пост председателя совета директоров Petrobras, а во время главных шельфовых открытий — президента Бразилии, — назвала новые активы «пропуском в будущее» для страны. И с этим не поспоришь. По оценке экспертов, доступные для извлечения при современном уровне технологий запасы подсолевой нефти на шельфе Бразилии превышают 12 млрд баррелей. Однако технологии развиваются быстро, и некоторые специалисты сегодня называют цифру в 100 млрд баррелей извлекаемых запасов, а Бразилия уже вошла в мировую десятку крупнейших нефтедобывающих стран мира.
Ценность работы в Бразилии для нефтяных концернов также абсолютно очевидна: это доступ к гигантским запасам, разработка которых рентабельна при мировых ценах на нефть $30–35 за баррель. На бразильском шельфе сегодня работают все: Shell, Chevron, ExxonMobil, BP, Equinor, Total, Repsol, CNPC — этот список можно продолжать. Компании вкладывают в новые глубоководные проекты миллиарды долларов, и, по оценке экспертов ОПЕК, приведенной в июльском отчете организации, добыча в Бразилии будет расти, по итогам 2019 года составив 0,24 млн баррелей в сутки, а в 2020 году увеличившись до 0,36 млн баррелей в сутки.
Альтернативные риски
Мир меняется, вместе с ним приходится меняться и нефтяным компаниям. При этом речь идет не только о новых технологиях добычи или освоении новых категорий запасов. Нефтяники заглядывают все дальше в будущее, занимаясь проектами развития возобновляемой энергетики. Здесь без партнеров не обойтись даже таким компаниям, как Equinor, ветроэнергетика для которой стала такой же стратегически важной сферой развития, как морская добыча нефти. Особенное значение наличие компетентного партнера приобретает при реализации не совсем стандартных проектов. Например, вместе с энергетической компанией Masdar, основанной в 2006 году эмиратской Mubadala Development Company, норвежцы запустили в 25 км от побережья Шотландии первую в мире плавучую ветроэлектростанцию Hywind Scotland мощностью 30 МВт. Для установки ветрогенераторов используются специальные анкеры, которые закрепляются на глубине до 800 м — так же как буровые платформы.
Есть подобный проект и у Shell. Вместе с «дочкой» немецкой энергетической компании RWE — Innogy — нефтяники планируют установить плавучие ветряки у берегов Ставангера в Норвегии. А совместно с американской Makani Shell будет испытывать на шельфе Норвегии летающие ветротурбины. Кордовые планеры, воздушные винты которых будут передавать энергию ветра на генераторы, с помощью тросов планируется соединять с поплавками, закрепленными на дне все по той же нефтяной технологии — с помощью анкеров. Это партнерство даже более глобальное, чем может показаться на первый взгляд, ведь Makani Technologies LLC работает при поддержке Google X и управления Министерства энергетики США ARPA-E.
Альтернативное будущее создает и BP, подбирая для этого компетентных партнеров, располагающих необходимыми ресурсами. Вместе с американской агропромышленной корпорацией Bunge Limited британцы намерены выпускать биотопливо из сахарного тростника для бразильского рынка, а в рамках совместного предприятия с китайской DiDi Chuxing строить зарядную инфраструктуру для электромобилей в Китае.
Впрочем, большая часть инвестиций лидеров нефтегазового рынка по-прежнему направляется в разработку углеводородов. При этом четвертая индустриальная революция во многом задает правила игры и в этой, до недавнего времени считавшейся консервативной сфере, поэтому и технологических партнеров нефтяники подыскивают соответствующих. Например, ExxonMobil при разработке сланцевой нефти бассейна Permian планирует использовать цифровые инструменты, разработанные совместно с Microsoft. С помощью технологий Индустрии 4.0 предполагается собирать и анализировать промысловые данные в реальном времени, что позволит оперативнее и эффективнее принимать решения по оптимизации бурения, заканчиванию скважин и использованию персонала. За счет этого ExxonMobil к 2025 году намерена получить дополнительные 50 тыс. баррелей н. э. в сутки.
А для создания блокчейн-платформы, призванной оптимизировать торговлю сырьевыми продуктами, решили объединиться такие мощные нефтегазовые и трейдинговые компании, как BP, Shell, Equinor, Gunvor, Mercuria. Проект Vakt реализован на блокчейн-платформе JP Morgan’s Quorum и призван оцифровывать документацию, которая ранее была представлена в бумажном виде.
«Крупные нефтегазовые компании сегодня создают точки притяжения для различных участников, формируют поле для взаимодействия и ставят задачи, требующие решений, — описал в интервью Forbes современную среду для создания технологических партнерств первый заместитель генерального директора „Газпром нефти“ Вадим Яковлев. — К крупному бизнесу подключаются партнеры разных масштабов. Они образуют сложную композицию и взаимно дополняют друг друга — так постепенно формируется сообщество партнеров, которое сегодня принято называть экосистемой, способное решать задачи, по сложности немногим более легкие, чем освоение космоса».
Нефтяные картели, безусловно, влияют на цены на нефть, но есть и другие факторы. Подробнее о них можно прочитать тут.
Заинтересовала тема? Можете что-то добавить? Оставляйте свои комментарии - нам важно знать, что вы думаете.
Оригинал статьи и другие материалы читайте на сайте журнала: www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/