Вхождение Shell в ямальский нефтяной проект «Газпром нефти» может стать крупнейшей сделкой западной компании в российском нефтяном секторе после введения санкций в 2014 году. Shell и «Газпром нефть» создадут паритетное СП по освоению пяти участков на Ямале. Их извлекаемые запасы, по неофициальным данным, около 250 млн тонн нефти и 200 млрд кубометров газа, общую стоимость источники предварительно оценивают в $1,2–2 млрд. Более того, у месторождений сложная геология, и «Газпром нефть» будет добиваться для них налоговых льгот. В случае успеха это существенно увеличит оценку проекта.
«Газпром нефть» и Shell подписали 6 июня на ПМЭФ соглашение о создании СП на базе компании «Меретояханефтегаз». Она владеет лицензией на уже разрабатывающееся зрелое Меретояхинское месторождение, также в СП войдут Тазовский, Северо-Самбургский и два Западно-Юбилейных участка на Ямале (их «Газпром нефть» получила от «Газпрома»), геологические запасы нового кластера оценены в 1,1 млрд тонн нефти. Сумма сделки не раскрывается, компании будут инвестировать в актив в равных долях. Сроки ввода проектов официально не называются, но «Газпром нефть» планировала начать добычу на Тазовском уже в 2020 году с выходом через год на пик добычи в 2,1 млн тонн в год. Санкции, введенные США и ЕС, касающиеся добычи нефти в Арктике, на эти месторождения не распространяются.
Сейчас извлекаемые запасы кластера оцениваются в 250 млн тонн нефти и 200 млрд кубометров газа. Это сопоставимо с крупнейшим на данный момент проектом Shell в России — «Сахалин-2» (у Shell 27,5%) с запасами в 150 млн тонн нефти и 500 млрд кубометров газа. Собеседники на рынке отмечают, что оценить стоимость запасов нового СП непросто из-за сложной геологии. Так, Тазовское месторождение, на которое приходится почти половина геологических запасов кластера,— это тонкая нефтяная оторочка, для разработки которой нужно бурить сложные и дорогие скважины типа «рыбья кость».
По мнению источников, «Газпром нефть» будет добиваться льгот для разработки нефтяных оторочек, такие меры еще в 2018 году предлагало Минэнерго. Если льготы предоставят, это может очень существенно увеличить рентабельность и оценку проекта. Исходя из предыдущих сделок в регионе и действующего налогового режима, запасы кластера могут стоить $1,2–2 млрд, говорят собеседники в отрасли.
Такая оценка делает сделку потенциально крупнейшей западной инвестицией в российский нефтяной сектор с момента введения санкций в 2014 году.
Так, в 2016 году BP заплатила «Роснефти» за 20% в Среднеботуобинском месторождении $750 млн. Total может заплатить НОВАТЭКу за 10% в проекте «Арктик СПГ» на базе Утреннего месторождения до $2,1 млрд, но речь идет о газовом, а не нефтяном активе.
Shell заключила сделку, несмотря на болезненный разрыв в апреле переговоровс «Газпромом» по созданию СПГ-завода на Балтике. У компании уже есть паритетное СП с «Газпром нефтью» «Салым Петролеум Девелопмент», которое исходно создавалось для добычи сланцевой нефти, но из-за санкций переключилось на разработку зрелых месторождений. Компании обсуждают также вхождение Shell в месторождение «Нептун» на шельфе Сахалина.
Стратегия «Газпром нефти» в добыче предполагает выделение крупных кластеров, куда компания пытается привлечь партнеров. В частности, на ПМЭФ «Газпром нефть» и НОВАТЭК заключили соглашение о намерении сотрудничать по арктическим проектам — “Ъ” писал об этих планах 3 апреля. Также «Газпром нефть» создала СП с «Зарубежнефтью» по разведке на двух участках с трудноизвлекаемыми запасами (Салымский 3 и 5).
Карен Дашьян из Advance Capital отмечает, что с наибольшей вероятностью сумма сделки между Shell и «Газпром нефтью» на первом этапе была небольшой. Гораздо более серьезное значение имеет размер инвестиций, которые готова взять на себя Shell, считает эксперт, а еще важнее доступ к экспертизе и современным технологиям при разработке месторождений. Shell — высококлассный партнер, с которым у «Газпром нефти» уже есть успешный опыт совместной работы, подчеркивает Карен Дашьян, также у Shell есть доступ к длинным дешевым финансовым ресурсам.
