Нефтегазовая промышленность России уже 10 лет вынуждена работать в условиях жестких западных санкций. В 2014 году Евросоюз и США запретили продажу в Россию высокотехнологического оборудования по разведке и добыче глубоководной, арктической и сланцевой нефти. А в 2022-м наряду с новыми ограничениями на поставки оборудования, от которого зависит добыча трудноизвлекаемых запасов, нефтепереработка и производство сжиженного природного газа, а также после ухода из страны нефтесервисных компаний «большой четверки» компании были вынуждены приспосабливаться к новым сложным реалиям. Как это отразилось на отрасли – «ФедералПресс» выполнил ревизию инвестиционных проектов в разрезе последних трех лет.
Геологоразведка
По данным Минприроды России, в 2024 году недропользователи инвестировали в геологоразведку нефти и газа 320 млрд рублей, сохранив показатель на уровне 2023 года. Аналогичные инвестиции запланированы и в 2025 году. В прошлом году федеральный бюджет затратил на эти цели 11,4 млрд рублей, а в текущем объем снизится до 11 млрд рублей. Благодаря вложениям в геологоразведку извлекаемые запасы по нефти и газоконденсату за 2024 год выросли до 592 млн тонн, по природному газу – до 708 млрд кубометров. Данные показатели соответствуют прошлогодним значениям добычи нефти и газа в стране – 516 млн тонн и 685 млрд кубометров. Таким образом, добыча углеводородов была восполнена новыми извлекаемыми запасами. Всего в 2024 году по результатам геологоразведки было открыто 39 нефтегазовых месторождений, самыми значимыми из которых стали нефтегазоконденсатное им. Н. В. Мышевского и Илгинское газоконденсатное в Иркутской области, Митикъяхское газоконденсатное в Ямало-Ненецком автономном округе, Северо-Байкаловское газовое в Красноярском крае, Нелятское нефтегазоконденсатное в Якутии.
После 2014 года доля импортного оборудования снизилась, но оно все же продолжало поступать через другие страны, а отечественные производители приступили к разработке и изготовлению собственных технологий, так необходимых отрасли.
Взгляд на ВИНК
Инвестировать в проекты вертикально-интегрированным компаниям (ВИНК) позволяют сильные финансовые показатели, фиксируемые даже несмотря на снижение доходов из-за сокращения экспорта нефти, газа и нефтепродуктов в условиях санкций.
На дату публикации не все компании опубликовали отчеты за 2024 год. Между тем промежуточные финансовые результаты, раскрытые в течение года, свидетельствуют о росте ключевых показателей.
Согласно отчету ПАО «НК «Роснефть» за 9 месяцев 2024 года, подготовленному по международным стандартам финансовой отчетности (МСФО), выручка от реализации и доход от ассоциированных организаций и совместных предприятий выросла на 15,6 %, до более 7,6 трлн рублей с 6,6 трлн рублей за аналогичный период 2023 года на фоне роста цен на нефть, тогда как чистая прибыль, относящаяся к акционерам, уменьшилась на 13,9 %, до 926 млрд рублей с 1 трлн рублей соответственно. Капитальные затраты компании увеличились на 15,7 %, до 1 трлн рублей с 909 млрд рублей год к году, что было обусловлено плановой реализацией инвестпрограммы. При этом свободный денежный поток превысил 1 трлн рублей. Удельные расходы на добычу углеводородов были зафиксированы на уровне 2,8 долларов на баррель нефтяного эквивалента. Компания входит в список крупнейших мировых нефтедобытчиков.
В 2023 году на Энергетической панели в рамках XXVI Петербургского международного экономического форума глава «Роснефти» Игорь Сечин заявлял, что недоинвестирование в геологоразведке и добыче неизбежно создаст дефицит на рынке, что приведет к росту цен на нефть.
Компания не озвучивала объем инвестпрограммы на 2024 год. Судя по отчетам, капвложения растут в разрезе последних лет: в 2023 году – 1,3 трлн рублей, в 2022-м – более 1,1 трлн рублей, в 2021-м – 1 трлн рублей, в 2020-м – 785 млрд рублей.
В 2022–2023 годах инвестиции позволили компании открыть сразу несколько месторождений: нефтегазоконденсатное Кубалахское в Республике Саха (Якутия); нефтяное Мадачагское в Печорском море – оно стало одним из самых крупных открытий на шельфе России за последнее время; нефтяные Биктовское и Чертышовое в Оренбургской области; Южно-Шарканское в Удмуртии; Покровское и им. М. Н. Галлямова в Башкирии, залежь «Намакарская 2» на Юрубчено-Тохомском месторождении в Красноярском крае; 3 новые залежи нефти Югорского кластера; залежь на Северо-Комсомольском месторождении в ЯНАО, 16 нефтяных залежей, относящихся к «Оренбургнефти», а также впервые за 30 лет – новые месторождения углеводородов в Чеченской Республике.
За этот период были подтверждены перспективы Северо-Тамаргинского месторождения. Началась добыча на Восточно-Бобровском и Южно-Коминтерновском месторождениях в Оренбургской и на Армавирском месторождении в Самарской области, стало осваиваться Биктовское месторождения. Началось эксплуатационное бурение на Пайяхском месторождении проекта «Восток Ойл» – крупнейшего в мировой нефтегазовой индустрии с ресурсной базой свыше 6 млрд тонн премиальной малосернистой нефти, который включает 52 лицензионных участка на севере Красноярского края и в ЯНАО. Стартовали этапы опытно-промышленной разработки Ичемминского месторождения Ванкорского кластера и Байкаловского месторождения Пайяхского кластера проекта «Восток Ойл». На Саузбашевском месторождении в Республике Башкортостан запустили в промышленную эксплуатацию три скважины с рекордным дебитом нефти – 425 тонн нефти в сутки, что почти в 15 раз больше среднего дебита новых скважин, введенных в эксплуатацию в России в 2022 году. На входящем в «Восток Ойл» Сузунском месторождении завершилось создание газотранспортной системы. На Ванкорском месторождении запустили первую в России высокоавтоматизированную мобильную подстанцию.
В 2024 году выполнялись работы по разбуриванию укрупненной кустовой площадки на Приразломном месторождении. Начались промышленная эксплуатация Северо-Немчиновского месторождения Уватского проекта и сооружение инфраструктуры на Таврическом месторождении, предполагающей впоследствии ввести в разработку два других месторождения – Резвовское и им. Ю. В. Ознобихина – все они войдут в состав развивающегося Тямкинского хаба, где уже создана необходимая производственная база для подготовки и транспортировки нефти. Кроме того, был получен промышленный приток нефти на Южно-Венихъяртской площади Уватского проекта, которое войдет в состав Протозановского хаба. Также были введены в строй цифровая электроподстанция на Протозановском месторождении и новая электростанция для обеспечения потребностей новых объектов Ванкорского кластера «Восток Ойла».
Год назад в рамках «Восток Ойла» началось строительство крупнейшего в России нефтеналивного причала в порту «Бухта Север» в Енисейском заливе Карского моря. Здесь будут сооружены два нефтеналивных, два грузовых причала и причал для портового флота общей протяженностью почти 1,3 километров, а также другие объекты. Через этот порт будет обеспечиваться перевалка нефти с месторождений «Восток Ойл» для транспортировки по Северному морскому пути в мировые порты.
«Роснефть» реализует и самую масштабную в отрасли инвестпрограмму по модернизации НПЗ, в которую уже инвестировано свыше 900 млрд рублей. Построены и реконструированы более 20 основных установок и комплекс нефтепереработки, увеличен выпуск маржинальных нефтепродуктов и запущено в производство новые виды топлива. Ранее глава «Роснефти» Игорь Сечин указывал, что отрасль находится под давлением, связанным с постоянным изменением системы налогообложения и повышением ключевой ставки, влияющим на эффективность зависящих от привлечения внешнего финансирования проектов модернизации НПЗ. Рост тарифов естественных монополий и необходимость увеличения расходов компании на обеспечение антитеррористической безопасности становятся дополнительной нагрузкой.
«В целях защиты интересов акционеров и недопущения убытков «Роснефть» рассматривает необходимость переноса сроков реализации проектов программы модернизации», – заявлял осенью Сечин.
В течение последних трех лет инвестирование в сегмент нефтепереработки продолжалось.
За истекший период на Сызранском НПЗ в рамках программы модернизации смонтировали колонну каталитической дистилляции на установке метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ) для увеличения выпуска высокооктановых бензинов, а также запустили оборудование на установке производства элементарной серы, утилизирующей образующийся в технологических процессах нефтепереработки сероводородсодержащий газ. В АНК «Башнефть» в рамках модернизации комплекса по производству ароматических углеводородов впервые в истории российской нефтепереработки собственными силами заменили минеральный адсорбент на синтетический нового поколения, что позволило увеличить объем выработки параксилола более, чем на 50 % до 260 тыс. тонн в год. Кроме того, были внедрены интеллектуальные системы управления на трёх уфимских НПЗ – «Башнефть-Новойл», «Башнефть-УНПЗ» и «Башнефть-Уфанефтехим». Рязанская нефтеперерабатывающая компания модернизировала блок установки первичной переработки нефти для улучшения качества подготовки нефти гудрона и повышения эффективности его переработки на установке висбрекинга, а также за счёт модернизации технологии на 50 % увеличила возможности производства дорожных битумов. Ангарская НХК завершила монтаж крупнотоннажного оборудования на строящемся комплексе гидроочистки бензина каталитического крекинга, а также ввела в эксплуатацию экологичный комплекс отгрузки битумов в автоцистерны. Автоматическую станцию налива нефтепродуктов мощностью 216 тыс. тонн в год, оснащенную цифровым оборудованием, запустил в прошлом году Комсомольский НПЗ.
ПАО «ЛУКОЙЛ» вслед за растущими мировыми ценами на нефть за 9 месяцев 2024 года показало увеличение выручки. Согласно отчету, подготовленному в соответствии с российскими стандартами бухучета (РСБУ), выручка выросла на 2,9 %, до более чем 2,1 трлн рублей с 2 трлн рублей за тот же период 2023 года, тогда как чистая прибыль сократилась на 35,7 %, до 410,5 млрд рублей с 638,6 млрд рублей соответственно. Впрочем, снижение прибыли не воспрепятствовало принятию решения акционерами о выплате дивидендов по обыкновенным акциям в размере 514 рублей на одну акцию по итогам 9 месяцев. Аналитики «Т-Банка» осенью заявляли о своих ожиданиях по снижению финансовых результатов компании во втором полугодии 2024-го в сравнении с первым из-за более низких котировок и сокращения экспорта нефти в Европу. А аналитики «БКС-Экспресс» указывали на остающиеся высокими доходы от добычи нефти, несмотря на рост налогов в отрасли. Ранее, комментируя слухи о слиянии «ЛУКОЙЛа» с «Роснефтью» якобы с целью повышения эффективности технологий и маркетинга, опубликованные в конце года газетой Wall Street Journal, эксперты сочли такой вариант маловероятным, хотя полностью его не исключили.
В течение последних трех лет компания инвестировала в перерабатывающие и добывающие активы. В 2022 году на Нижегородском НПЗ был введен комплекс переработки нефтяных остатков мощностью 2,1 млн тонн сырья в год в составе установок замедленного коксования, гидроочистки дизельного топлива и бензина, газофракционирования, производства водорода и серы – объект, который строили около 5 лет, позволил увеличить выпуск дизтоплива экологического класса Евро-5 на 1,1 млн тонн в год и сократить долю мазута в корзине продукции. На Волгоградском НПЗ тогда же завершилась реконструкция технологической установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-5 мощностью 3,5 млн тонн в год и установки селективной очистки масел мощностью 300 тыс. тонн в год, в которые было инвестировано свыше 12 млрд рублей. Годом ранее здесь же заработал комплекс производства высокоиндексных масел, в который вложили порядка 10 млрд рублей. В 2024-м в Волгограде приступили к строительству комплекса по производству смазок и смазочно-охлаждающих жидкостей мощностью 70 тыс. тонн в год, которое по плану завершится в 2026 году; а также открыли после масштабной модернизации завод смазочных материалов в Торжке Тверской области – предприятие, удвоившее годовую мощность до 240 тыс. тонн, вошло в число крупнейших заводов по выпуску масел в России и в Европе. На заводе «Ставролен» в Буденновске Ставропольского края заложили первый камень в строительство газохимического комплекса (ГХК) мощностью по переработке более 1 млрд кубометров газа в год с выпуском аммиака и карбамида. Строительно-монтажные работы могут стартовать уже в конце 2025 года, а завершиться к 2029-му. А инвестиции в проект составят 160 млрд рублей. Компания рассчитывает на льготы по налогу на прибыль и преференции по налогу на недвижимое имущество в рамках специального инвестиционного контракта, который сейчас обсуждают с региональными властями.
Инвестирует «ЛУКОЙЛ» и в возобновляемую энергетику: за истекшие три года были запущены солнечная электростанция в Краснодаре мощностью 2,35 МВт, а также первая и вторая очереди самого мощного в мире ветропарка за Полярным кругом – Кольской ВЭС общей мощностью 201 МВт.
Операционная и финансовая гибкость позволяют ПАО «Газпром нефть» адаптироваться к изменениям макроэкономической конъюнктуры и обеспечивают сохранение положительной динамики ключевых финансовых показателей. Согласно отчету по МСФО, по итогам всего 2024 года выручка компании достигла рекордных 4,1 трлн рублей, обеспечив рост на 16,5 % год к году (предыдущий рекорд фиксировался по итогам 2023 года – более 3,5трлн рублей) за счет увеличения добычи углеводородов на 5,3 %, до 129,9 млн тонн, переработки – на 1,1 %, до 42,9 млн тонн, а также расширения продаж топлива на внутреннем рынке. А чистая прибыль, относящаяся к акционерам, составила 480 млрд рублей, снизившись на 25 %, с 641 млрд рублей в 2023-м в основном из-за роста операционных расходов на 22 %, до 3,4 трлн рублей (рост логистических издержек и стоимости оборудования), а также в результате повышения НДПИ на 25 %.
Несмотря на это, а также на высокую ключевую ставку Банка России, «Газпром нефть» решила придерживаться ранее принятых планов по инвестициям. В 2022 году инвестпрограмма компании оценивалась в более чем 500 млрд рублей, и, судя по заявлениям руководства, в 2023-м оставалась на том же уровне. В 2024-м инвестиции в геологоразведку тоже планировалось сохранить на прежнем уровне. На 2025-й глава компании Александр Дюков информировал о планах нарастить инвестиции с учетом наличия ряда крупных проектов, ориентируясь в своем бизнес-плане на стоимость нефти, которую правительство закладывает в макроэкономическом прогнозе.
«У нас есть достаточный запас прочности. Мы реализуем долгосрочные, масштабные проекты. И останавливать инвестиции из-за высокой ключевой ставки было бы, конечно, неправильно», – говорил Дюков.
В 2024 году «Газпром нефть» продемонстрировала устойчивый рост показателей благодаря инвестициям в расширение ресурсной базы для поддержания стабильной работы компании, а также в развитие цифровизации и современных технологий. В Ямало-Ненецком автономном округе начато изучение Восточно-Тэрельской группы месторождений с получением лицензии на три участка – Южно-Кыпакынский, Кутымский и Южно-Ленский, которые станут частью крупного кластера нефтедобычи. В Томской области на Западно-Лугинецком лицензионном участке было открыто крупнейшее в регионе за последние 5 лет месторождение «Нежданный мыс» с геологическими запасами около 30 млн тонн углеводородов. Продолжалось развитие Чонского кластера – крупнейшей неразрабатываемой группы участков в Восточной Сибири с геологическими запасами свыше 1,7 млрд тонн нефти и 500 млрд кубометров газа, которые должны обеспечить долгосрочные поставки углеводородов на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. В 2023 году на Игнялинском месторождении кластера была запущена первая многоствольная скважина конструкции «рыбья кость», а также расконсервированы пробуренные ранее скважины. Тогда же с получением лицензии на Салетинский участок в акватории Обской губы Карского моря расширился поисковый кластер, объединяющий группу материковых и шельфовых участков в районе Новопортовского месторождения на Ямале. А в 2022-м с получением лицензии на Усть-Енисейский участок в акватории Карского моря, который соединяет геологоразведочные активы на Гыданском и Таймырском полуостровах, завершилось формирование масштабного поискового кластера в российской Арктике, включающего 29 участков в Ямало-Ненецком автономном округе и Красноярском крае.
Что касается нефтепереработки, ранее компания сообщала о планах по инвестированию 900 млрд рублей в модернизацию своих нефтеперерабатывающих заводов к 2025 году. Ключевыми событиями на Омском НПЗ в 2022-2024 годах стали строительство комплекса глубокой переработки нефти в составе секций гидрокрекинга и замедленного коксования с инвестициями более 160 млрд рублей, запуск комплекса биологических очистных сооружений «Биосфера» для очищения и повторного использования в производственном цикле воды, а также ввод в эксплуатацию новой установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ мощностью по переработке 8,4 млн тонн нефти и 1,2 млн тонн газоконденсата, заменившей 6 устаревших установок, и завершение, таким образом, второго этапа модернизации завода (объем инвестиций в модернизацию с 2008 по 2025 годы оценен в 500 млрд рублей). На Московском НПЗ за истекший период введены в эксплуатацию автоматизированные терминалы отгрузки нефтепродуктов в автомобильный и железнодорожный транспорт суточной мощностью более 250 автоцистерн и более 100 вагонов-цистерн соответственно, а в минувшем декабре получена финальная партия крупногабаритного оборудования для строительства комплекса глубокой переработки нефти – с этим проектом завершается модернизация завода, совокупно оценённая, согласно годовому отчёту, в 500 млрд рублей.
Среди инвестпроектов последних лет также были строительство топливного терминала «Туринский» мощностью резервуарного парка 22,4 тыс. кубометров в Тюменской области (в него было инвестировано более 5,3 млрд рублей) и запуск аналогичного объекта, позволяющего принимать около 600 тыс. тонн нефтепродуктов в год, в Кемеровской области. Ранее такие же комплексы были введены в эксплуатацию в Ленинградской, Свердловской и Тюменской областях.
Все это позволило в 2024 году увеличить до рекордного уровня объем производства и отгрузки с заводов светлых нефтепродуктов и надеяться на повышение данного показателя и в 2025-м.
«В этом году объем инвестиций будет выше в связи с тем, что мы продолжаем реализацию проекта по добыче углеводородов на участке 3А Уренгойского месторождения. Также в активной фазе у нас находятся еще несколько крупных проектов. Это проект разработки Бованенковского месторождения, это, соответственно, восточная группа месторождений, в том числе Чона», – отметил недавно Дюков.
Несмотря на санкции, судя по годовым отчетам, в 2021–2024 годах показывала стабильные операционные и финансовые показатели ПАО «Татнефть». Динамика добычи нефти в 2024-м была пониженной относительно 2023 и 2022-го (27,3 млн тонн против 28,45 млн тонн и 29,1 млн тонн соответственно), но близкой к 2021 году, когда она составляла 27,8 млн тонн нефти. Добыча газа тоже демонстрировала уменьшение показателей год от года: 871 млн кубометров в 2024-м, 921 млн кубометров в 2023-м, 935 млн кубометров в 2022-м и 885 млн кубометров в 2021-м. Однако это не помешало компании по итогам 2024 года нарастить выручку по МСФО на 27,8 %, до 2,03 трлн рублей, а чистую прибыль – на 6,3 %, до 306,14 млрд рублей. Выручка от реализации в 2021 году равнялась около 1,3 трлн рублей, в 2022-м – более 1,4 трлн рублей, в 2023-м – 1,6 трлн рублей; а чистая прибыль, причитающаяся акционерам, – 198 млрд рублей, 285 млрд рублей и 288 млрд рублей соответственно. И такой рост позволил увеличить инвестиции в проекты, которые выполнялись в условиях нестабильной геополитической обстановки и установленных ограничений по добыче нефти, а также с учетом поиска альтернативных поставщиков оборудования. В итоге, согласно отчетам, инвестиции в 2023 году выросли до 287,5 млрд рублей со 184,4 млрд рублей в 2022 и 128,3 млрд рублей в 2021 годах, CAPEX увеличился до 223,6 млрд рублей в 2023-м со 160,9 млрд рублей в 2022 и 119,1 млрд рублей в 2021 годах. Сама компания объясняла такой рост необходимостью инвестирования в эффективность нефтедобычи и нефтехимический сектор, покупкой шинного бизнеса и активов для розничной и оптовой продажи топлива, хранения и логистики. Два года назад в структуре инвестпроектов наибольший объем вложений приходился на разведку и добычу – 108,2 млрд рублей (37,6 %), а также нефтегазопереработку и нефтегазохимию – 60,4 млрд рублей (21 %). Бизнес-планы 2024 года формировались с увеличением инвестиционной составляющей на 18 %.
За истекшие 3 года крупные инвестиции направлялись в открытие в Калмыкии Ферсманского газоконденсатного месторождения с запасами газа около 22,3 млрд кубометров, конденсата – 2,8 млн тонн; реконструкцию установки метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ-2) для производства изобутан-изобутиленовой фракции по новой технологичной схеме в «Тольяттикаучуке»; строительство комплекса ароматики в составе 8 технологических установок в «ТАНЕКО»; запуск завода по выпуску гибкой композитной трубы мощностью до 800 км в год в «Татнефть-Пресскомпозите» в Елабуге и другие проекты.
Утвердив в декабре инвестиционную программу и бюджет на 2025 год в объеме более 1,5 трлн рублей, совет директоров ПАО «Газпром» заявил, что финансовый план является сбалансированным и покроет все обязательства в полном объеме, а решения по привлечению заемных средств, если в них появится потребность, будут приниматься, исходя из рыночных условий и ликвидности. Объем инвестиций на текущий год снизился по сравнению с 2023-м – тогда он оценивался в 2,3 трлн рублей. По сообщению управления информации, в текущем году должны финансироваться приоритетные проекты по развитию центров газодобычи на востоке России и полуострове Ямал, газификации российских регионов, расширению мощностей магистрального газопровода «Сила Сибири», газоперерабатывающего комплекса «Газпрома» и другие.
Согласно промежуточной консолидированной финансовой отчетности компании по МСФО, за 9 месяцев 2024 года капвложения превысили 2 трлн рублей против 1,97 трлн рублей за аналогичный период 2023 года: в том числе в газовый бизнес было вложено 1,36 трлн рублей (1,39 трлн рублей за аналогичный период 2023 года), нефтяной – 643,5 млрд рублей (512,3 млрд рублей соответственно). Финансовые результаты за весь 2024 год еще не публиковались, а в 2023-м чистая выручка от продаж группы «Газпром» фиксировалась в сумме 8,5 трлн рублей, а капвложения – на уровне 3,1 трлн рублей. В январе – сентябре 2024 года увеличившиеся выручка (до 7,5 трлн рублей с 6,2 трлн рублей за тот же период 2023 года) и прибыль от продаж (до 1,4 трлн рублей с 1 трлн рублей соответственно) позволили продолжать инвестпрограмму по разным направлениям.
В 2022 году на Ямале был запущен комплекс по переработке и транспортировке жидких углеводородов с месторождений Надым-Пур-Тазовского региона для увеличения добычи природного газа из труднодоступных ачимовских залежей Уренгойского месторождения; введено в работу новое крупное месторождение – Семаковское, основная часть запасов которого расположена в акватории Тазовской губы Карского моря; начата разработка более глубоких залежей на Бованенковском месторождении; запущено в эксплуатацию Ковыктинское газоконденсатное месторождение и участок «Ковыкта – Чаянда» газопровода «Сила Сибири».
В 2023-м ввели в эксплуатацию малотоннажные комплексы по сжижению природного газа (КСПГ) в Амурской и Волгоградской областях и начали подавать газ на аналогичные КСПГ в Тверской и Тюменской областях. Кроме того, начали строить крупнейший в России специализированный литейный комплекс на территории особой экономической зоны «Узловая» в Тульской области и завершили модернизацию Верхне-Туломской ГЭС в Мурманской области – самой мощной на северо-западе России.
В 2024-м началось строительство участка «Белогорск – Хабаровск» и перемычки между газопроводами «Сила Сибири» и «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» для создания Единой системы газоснабжения Восточной Сибири и Дальнего Востока и расширения возможностей по газификации этих регионов. Проекты планируется завершить в 2026 году. Началась промышленная добыча углеводородов на участке 3А ачимовских залежей Уренгойского месторождения и заработала новая установка деэтанизации конденсата (УДК-1) Уренгойского завода по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ). Сооружались лупинги на газопроводе «Сила Сибири» от Чаяндинского месторождения до Благовещенска в Амурской области и третья по счёту установка комплексной подготовки газа (УКПГ-1) на Ковыкте. Ввели в работу четвертую технологическую линию на Амурском ГПЗ. Выделение рекордной суммы – 270,3 млрд рублей (на 33,5 млрд рублей больше, чем в 2023 году) – позволило газифицировать и догазифицировать около 700 населенных пунктов – примерно в 1,7 раза больше, чем годом ранее. За 11 месяцев 2024 года для этих целей было построено 657 газопроводов. Была утверждена комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа ПАО «Газпром» на 2025–2029 годы.
ПАО «НОВАТЭК» в консолидированной финансовой отчетности по итогам 2024 года показало уменьшенную сумму денежных средств, использованных на оплату капитальных вложений, – 193 млрд рублей против 223,8 млрд рублей в 2023 году (86,2 %). При том, что выручка от реализации и нормализованная EBITDA с учетом доли в EBITDA совместных предприятий превысили 1,5 трлн рублей и 1 трлн рублей соответственно (+12,7 % и +13,2 % к 2023 году). Нормализованная прибыль, относящаяся к акционерам, без учета эффекта от курсовых разниц составила 553,4 млрд рублей (+4,6 %), тогда как чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности, – 357,1 млрд рублей (−17,6 %). Сильные финансовые результаты были обусловлены относительно стабильными производственными показателями: ростом добычи углеводородов на 3,3 % до 667 млн баррелей нефтяного эквивалента (в том числе 84,08 млрд кубометров природного газа и 13,8 млн тонн газоконденсата и нефти); переработки стабильного газового конденсата – на 5,6 % до 7,4 млн тонн. Объем переработки деэтанизированного газового конденсата снизился на 1,3 %, до 13,2 млн тонн. Общий объем реализации жидких углеводородов в 2024 году был увеличен на 3,1 %, до 16,4 млн тонн, а продажа природного газа, включая СПГ, была ниже на 1,1 % – 77,76 млрд кубометров.
В течение последних трёх лет компания тратила инвестиции на геологоразведочные работы и эксплуатационное бурение на Ямале и Гыдане, включая Арктическое газоконденсатное месторождение, участки Надым-Пур-Тазовского региона, Северо-Часельское месторождение, Самбургский участок. Были запущены в опытно-промышленную эксплуатацию газоконденсатные залежи на Ево-Яхинском блоке месторождений, а на действующем Южно-Хадырьяхинском открыта и введена в разработку газовая залежь. В рамках проекта Утреннего месторождения заработали линия сжижения газа на основании гравитационного типа мощностью 6,6 млн тонн СПГ в год – первая очередь крупнотоннажного завода СПГ «Арктик СПГ 2», а также газопровод от УКПГ до завода СПГ на основании гравитационного типа. А на комплексе по фракционированию и перевалке конденсата в Усть-Луге на Балтийском море была запущена установка гидрокрекинга, позволяющая перерабатывать мазут, максимизируя долю светлых товарных нефтепродуктов.
Как увеличить инвестиционную активность
Сергей Кауфман, аналитик ФГ «Финам», комментируя для «ФедералПресс» вопрос о том, можно ли ожидать возвращения инвестиционной активности в нефтегазовой отрасли, отметил, что с точки зрения финансирования проблем на данный момент не возникает.
«Конечно, ранее, когда в проект можно было привлекать крупных международных инвесторов (как делал «НОВАТЭК»), риски можно было разделять между пулом компаний и в целом финансирование можно было получить легче, но сейчас можно говорить только об усложнении, а не о невозможности получения финансирования. Локально на инвестиционные планы компаний также влияет крайне жесткая ДКП – при ключевой ставке в 21 % не каждый проект может себя окупить», – сказал он.
По словам Сергея Кауфмана, конечно, основное давление на проекты оказывают санкции – особенно остро это ощущается в секторе СПГ, где зависимость от зарубежных технологий была особенно высока.
«Реализация практически всех средне- и крупнотоннажных проектов либо сдвинута, либо вовсе заморожена. Пока что наиболее близок к запуску проект «НОВАТЭКа» «Арктик СПГ-2» технологически первые две линии фактически готовы, но дефицит танкеров ледового класса и осторожное отношение потенциальных покупателей к подсанкционному СПГ не позволяет полноценно начать поставки. При этом газовые проекты, которые независимы от западных технологий и имеют понятные рынки сбыта, успешно реализуются. Например, «Газпром» в текущем году должен планово нарастить экспорт в Китай через «Силу Сибири» до 38 млрд кубометров, а в ближайшие годы ожидается завершение реализации «Амурского ГПЗ», – заметил аналитик.
Ключевым фактором, ограничивающим развитие проектов в нефтяной сфере, по словам Сергея Кауфмана, является соглашение ОПЕК+, которое не позволяет нефтяникам наращивать добычу.
«Например, масштабный проект «Восток Ойл» «Роснефти» может начать добычу только в 2026 году, хотя изначально первая нефть планировалась уже в 2024 году. При этом технологически российские нефтяники способны реализовывать большинство крупных проектов по добыче нефти и без западных технологий – исключение составляют лишь некоторые сферы, как, например, добыча на глубоководном шельфе. Также отметим, что санкционное давление замедлило модернизацию НПЗ в РФ, – отметил он. – Драйверами для увеличения инвестиционной активности, конечно, могли бы стать смягчение ДКП, хотя бы частичное снятие санкций или более мягкие ограничения ОПЕК+. Пока что наиболее вероятным драйвером, на наш взгляд, является возможное снижение процентной ставки на горизонте года. В то же время предсказать, например, сроки снятия или смягчения санкций достаточно сложно, хотя, конечно, в последние месяцы вероятность такого события заметно увеличилась».
Нефтегазовая промышленность приспособилась к развитию в непростых условиях. Реализация некоторых значимых проектов, хоть и сдвинулась или вовсе заморозилась, но однозначно не нанесла существенного ущерба индустрии. Инвестиции в отрасль будут увеличиваться по мере необходимости запуска значимых проектов.
Фото: flickr.com / Glenn Beltz (CC BY 2.0), unsplash.com, pxhere.com
