Казахстанский нефтегаз ожидает несколько лет инвестиционной деградации
Нефтегазовые компании все меньше инвестируют в основной капитал. Капиталовложения предприятий по добыче нефти и газа в 2024 году сократились до 2,3 трлн тенге, или на 32,8% г/г в сопоставимых ценах. Поскольку основные инвесторы в казахстанскую нефтянку – нерезиденты, прямые иностранные инвестиции (ПИИ) также сократились. Валовой приток ПИИ в добычу нефти и газа за год упали до $3,1 млрд, или на номинальные 46,4%.
Зафиксированный спад инвестактивности – не краткосрочный сбой, вызванный внешними факторами. Завершается инвестиционный цикл, связанный с проектами расширения самых крупных месторождения страны. Летом 2016-го акционеры «Тенгизшевройла», нефтедобытчика РК №1, приняли окончательное решение о финансировании Проекта будущего расширения/Проекта управления устьевым давлением (ПБР/ПУУД). Первоначально инвестиционная стоимость этого интегрированного проекта оценивалась в $36,8 млрд, ближе к его завершению она увеличилась до 48,9 млрд.
Стоимость и масштаб проектов расширения на Карачаганаке, направленных на поддержание полки добычи, были куда скромнее. В 2018 году стартовал проект по снятию производственных ограничений по газу стоимостью $1,1 млрд. В 2019 году было запущено строительство 4-го компрессора обратной закачки, оцененного в более чем $578 млн. В конце 2020-го был подписан Проект расширение Карачаганака-1А (ПРК-1А), который санкционировал строительство 5-го компрессора обратной закачки стоимостью $970 млн. В ноябре 2022-го было принято окончательное инвестиционное решение по строительству 6-го компрессора обратной закачки стоимостью $735 млн.
В 2024 году благодаря участию катарских инвесторов был реанимирован проект по строительству газоперерабатывающего завода на 1 млрд сырого газа вблизи Кашагана. Проект приблизительной стоимостью в $1 млрд позволит увеличить суточную добычу на этом месторождении с нынешних 407 тыс. до 450 тыс. баррелей.
Объем и динамика капиталовложений в постоянных тенге 2015 года (расчеты Kursiv Research) показывают, что в десятилетней ретроспективе (с 2015-го по 2024-й) инвестиционный цикл стартовал в 2017 году. Пик пришелся на 2019 год: капитальные затраты в постоянных ценах достиг 3,7 трлн тенге (в номинальных – 4,7 трлн тенге), к тому времени прогресс проекта расширения Тенгиза составил более 74%, то есть большинство запланированных расходов были уже произведены. В последующие три года объем инвестиций в основной капитал сокращался, но в пределах проанализированного периода оставался на высоком уровне.
По нашим расчетам, капитальные затраты снизились до минимальных значений в 2024 году – в постоянных ценах это 1,05 трлн тенге (в номинальных 2,3 трлн тенге). Падение инвестиционной активности связано с завершением крупнейших инвестпроектов отрасли. В апреле 2024-го на Тенгизе были введены в эксплуатацию все объекты Проекта управления устьевым давлением (ПУУД), в январе 2025-го была получена первая нефть на заводе третьего поколения, который является одним из центральных элементов ПБР. В прошлом году также были запущен 5-й компрессор на Карачаганаке, прогресс по строящемуся 6-му компрессору достиг 70,9%. На подходе завершение НПЗ (на 1 млрд кубометров газа) вблизи Кашагана.
Запущенные проекты (в первую очередь, на Тенгизе) позволили подойти к заветной отметке в 100 млн тонн нефти. Уже по итогам текущего года профильное ведомство ожидается получить 96 млн тонн нефти (против 87,6 млн по итогам 2024-го). Казахстанская нефтянка вступает в новую фазу – на фоне рекордного уровня добычи инвестиции будут если не сокращаться год от года, то уж точно перестанут расти так, как в последние два десятилетия.
Новых крупных инвестпроектов на среднесрочном горизонте пока не видно. Тенгиз в этом году выйдет на максимальную мощность. Вряд ли акционеры Кашагана всерьез готовы рассмотреть проекты дальнейшего расширения, предполагающий переход на промышленную разработку с суточной добычей в 700 тыс. баррелей, пока власти страны ведут с ними арбитражное разбирательство на $160 млрд. Из близких к реализации проектов можно упомянуть лишь НПЗ на 2 млрд кубометров газа, который увеличить суточную добычу на Кашагане до 500 тыс. баррелей. Более того, переход к следующим стадиям разработки Кашагана осложняет значительная стоимость этих проектов и геополитические риски.
Нефтяная промышленность за пределами трех мегапроектов тоже не может похвастаться высокой инвестактивностью – ей там не на что опереться. Последние инициативы правительства РК по стимулированию геологоразведки, в числе которых онлайн-аукционы и улучшенный модельный контракт, пока не дают ощутимого результата. Эти реформы и преференции не могут мотивировать бизнес вкладываться в нефтянку, когда существует значительная разница между экспортными и внутренними ценами на нефть, ограниченный доступ к нефтетранспортной инфраструктуре, требования государства реализовать часть нефти внутри страны по цене ниже мировых.
