Кто будет контролировать «Западную Курну 2»?

 ЛУКОЙЛ, вынужденный продавать зарубежные активы из-за санкций Запада, может лишиться в том числе одного из крупнейших в мире месторождений «Западная Курна 2» в Ираке. Ирак уже призвал американские компании войти в проект вместо российской компании, а Минфин США это поддержал.

Аналитики предупреждают о рисках сценария передачи долей ЛУКОЙЛа американцам: влияние США в стране усилится, в то время как сейчас доминирующую роль в нефтедобыче занимает геополитический соперник Вашингтона Китай.

 

ЛУКОЙЛ вошел в проект «Западная Курна 2», месторождение с первоначальными запасами 14 млрд баррелей нефти, в 1997 году, но контракт был приостановлен из-за санкций ООН в отношении Ирака, а затем отменен. После введения войск США в 2003 году и снятия санкций ЛУКОЙЛ в 2009 году выиграл этот актив в ходе лицензионного раунда.

Как говорит старший консультант Имплементы Никита Журавлев, на крупных месторождениях в Ираке закрепилась модель технического сервисного контракта: нефть остается в собственности у государства, подрядчику компенсируют затраты в пределах лимита и платят фиксированное вознаграждение за добычу при достижении целевых уровней. В сектор пришли и усилились компании из США (ExxonMobil), Великобритании и Нидерландов, Италии, Японии, Индонезии, а доля Китая в добыче заметно выросла.

На сегодня порядка 50-70% добычи нефти в Ираке приходится на месторождения, где китайские компании участвуют в качестве инвесторов, производителей или в сфере обслуживания месторождений. По подсчетам научного сотрудника исследовательского центра Rudaw Махмуда Бабана, китайские инвестиции в Ирак составляют около $30 млрд в различных сегментах, включая разведку, бурение и добычу.

Стоит отметить, что после активного захода после 2003 года западные компании разочаровались в условиях и начали выходить из проектов. Так, в 2018 году англо-голландская вышла из гигантского нефтяного проекта Маджнун, продала свою долю в почти 20% в проекте «Западная Курна 1» японской Itochu.

Американская ExxonMobil начала процесс выхода из проекта «Западная Курна 1» еще в 2020 году и в 2021 году нашла покупателя на свои 32,7%, но Ирак, имевший преимущественное право выкупа, затягивал сделку, что привело к судебному разбирательству между Exxon и иракской госкомпании Basra Oil Company. В итоге последняя купила 22,7% проекта, 10% приобрела индонезийская Pertamina, увеличив свою долю до 20%, а оператором и крупнейшим акционером осталась китайская PetroChina (32,7%).

 

По словам Журавлева, Exxon вышла из «Западной Курны 1» в 2024 году прежде всего из-за сомнительной экономики проекта. Месторождение разрабатывалось по техническому сервисному контракту, по условиям которого компании не участвуют в прибыли и не выигрывают от роста цен на нефть, а получают фиксированное вознаграждение и возмещение затрат в рамках лимитов.

«При длительном горизонте таких контрактов (например, 20 лет) рост издержек ухудшает рентабельность, а ограничения ОПЕК+ дополнительно снижают гибкость по наращиванию добычи и достижению необходимых лимитов для получения дополнительного вознаграждения. На этом фоне Exxon, как и другие американские компании, перераспределяла капитал в более доходные и управляемые проекты — в частности в Пермский бассейн (США) и проекты в Южной Америке (например, Гайана)»,

— говорит аналитик.

По словам Журавлева, Иракский Курдистан (автономный регион Ирака) изначально работал по более выгодной модели СРП и привлек больше американских и канадских компаний.

«На фоне ухода части западных компаний Багдад начал смещаться от модели технических сервисных контрактов к гибридным моделям с возможностью раздела прибыли — сначала на новых тендерах на лицензионные участки, затем и на действующих активах»,

— заметил аналитик.

Возвращение в Эдем

Таким образом, Exxon, ушедшая из Ирака в начале 2024 года, уже в октябре нынешнего года подписала соглашение о вхождении в проект Маджнун, когда-то покинутый Shell, с запасами в 38 млрд баррелей. Сообщалось, что компания получила права на распределение прибыли и экспорт. При этом соглашение будет включать в себя соглашение о разделе прибыли, охватывающее нефть и нефтепродукты, а также планы по модернизации иракской нефтеэкспортной инфраструктуры на юге страны. Как заметил Журавлев, в последние соглашения все чаще включают не только добычу, но и обязательства по инфраструктуре, энергетике и промышленным проектам.

 

ЛУКОЙЛ начал добычу на «Западной Курне 2» в марте 2014 года и довольно долгое время вел переговоры с правительством Ирака об улучшении сервисного контракта, а также искал потенциального покупателя на актив. Как говорит Рональд Смит из Emerging Markets Oil & Gas Consulting Partners, ЛУКОЙЛ получал скромную компенсацию в размере $1,15 за баррель добычи, но в виде нефти, а не наличных денег.

«Эта нефть затем включалась в глобальные торговые и нефтеперерабатывающие операции компании, где, предположительно, на неё могли получать дополнительную прибыль. Поскольку ЛУКОЙЛу, по всей видимости, придется продать все свои международные активы, ценность иракской нефти для компании могла упасть»,

— считает аналитик.

В 2023 году ЛУКОЙЛ договорился об улучшении условий и продлении сервисного контракта на 10 лет, до 2045 года, поэтапном увеличении мощности месторождения вдвое с достижением полки добычи 800 тыс. б/с. Сейчас производственная мощность месторождения достигла около 480 тыс. б/с. ЛУКОЙЛ владеет 75% акций проекта, а оставшиеся 25% — у иракской государственной компании «Северная нефтяная компания» (NOC) под управлением Министерства нефти Ирака.

Ирак, занимающий второе место по объемы добычи среди стран ОПЕК и участник «добровольных сокращений» стран ОПЕК+, поставил себе цель нарастить нефтедобычу с текущих 4,3 млн б/с до свыше 6 млн б/с к 2029 году.

«Вероятно, у страны есть геологическая база для этого, но реальным ограничивающим фактором, скорее всего, станет получение места в квотах ОПЕК+. Если это удастся организовать, то Ираку почти наверняка потребуется привлечь внешний капитал и экспертизу для увеличения добычи, подобно тому как ему требовались капитал и опыт ЛУКОЙЛа для разработки „Западной Курны 2“ (ЛУКОЙЛ первоначально профинансировал сделку авансом, а затем получил возмещение за счет большей части первоначальных объемов нефти, добытой на месторождении)»,

— говорит Смит.

По его оценке, в Ираке есть несколько неразработанных нефтяных месторождений (например, месторождение Восточный Багдад с запасами 2 млрд баррелей) и много нефти, оставшейся на старых месторождениях.

 

Заметим, что в последнее время, с уходом в тень климатической повестки, многие нефтегазовые мэйджоры стали активно искать возможности для освоения нефтегазовых месторождений, сокращая инвестиции в пока еще дорогостоящие проекты по возобновляемым ресурсам.

Господин Журавлев объясняет возросший интерес к активам именно в Ираке тем, что правительство предлагает обновленные условия: гибридные модели с возможностью раздела прибыли от проекта, которые более понятны для инвесторов.

«Помимо этого, конкретно к „Западной Курне 2“ добавляется еще один фактор: актив действующий, инфраструктура уже создана ЛУКОЙЛом, существенная часть инвестиций понесена. Если доля продается в сжатые сроки, цена часто формируется с дисконтом к „долгой“ справедливой оценке — это делает сделку привлекательной и для ExxonMobil, который хорошо разбирается в геологии проекта и сопутствующих рисках, и для Chevron, который рассматривает активы ЛУКОЙЛа для покупки и в других странах»,

— сказал аналитик.

Другой заявленный претендент на иракский актив ЛУКОЙЛа — та самая американская Chevron — в Ираке никогда не работала, зато работала в Курдистане.

Как заявил в ноябре глава компании Майк Вирт, подтвердив проведение переговоров о вхождении в проекты в Ираке, «сегодня интересно то, что существует ряд возможностей для выхода на новые рынки».

«Интерес со стороны правительств высок. Условия финансирования сегодня более привлекательны, чем когда-либо в прошлом»,

— сказал он.

В свою очередь вице-президент компании Марк Нельсон добавил, что в Ираке есть много возможностей для разведки месторождений на суше.

«Мы знаем, как вести бизнес на Ближнем Востоке. Просто должны были сложиться соответствующие условия (…). Условия позволяют конкурировать уже сейчас, поэтому вы должны увидеть, как мы продолжаем фокусироваться на Ближнем Востоке»,

— сказал он.

 Геополитический разрез

Но вопрос упирается и в региональный разрез: какая страна будет контролировать добычу.

По словам Бабана, приглашение Ирака американским компаниям заменить ЛУКОЙЛ в «Западной Курне 2» и вхождение их в другие проекты подчеркивают диверсификацию инвестиционного климата Ирака и открытие страны для крупнейших мировых энергетических компаний.

«Однако случай с „Западной Курной 2“ выявляет серьезную структурную слабость энергетического сектора Ирака: его уязвимость к изменениям в отношениях между мировыми державами. Это поднимает важный вопрос: если однажды Соединенные Штаты введут санкции против Китая и его энергетических компаний, как Ирак сможет продолжать добывать нефть и финансировать государство, учитывая, что около 90% государственных доходов по-прежнему поступает от экспорта нефти?»

— вопрошает эксперт.

Напомним, что по «Западной Курне 2» форс-мажор был объявлен одним из первых — проект обеспечивает порядка 10% иракской нефтедобычи.

«Санкции (Великобритании и США — НиК) оказались настолько эффективными, что менее чем через месяц после объявления мер США российская компания подтвердила, что Ирак приостановил все платежи ей наличными и сырой нефтью»,

— говорит Бабан.

Китайские компании работают в Ираке уже более двух десятилетий. Тем не менее наиболее значительный рост наблюдался в нефтегазовом секторе, в основном за счет растущего спроса Китая на иракскую нефть.

По подсчетам Журавлева, в 2024 году около 33% добычи в Ираке приходилось на государственные компании Ирака, на китайские PetroChina и CNOOC — около 24%, следом идет BP — с долей в размере около 13%, а ЛУКОЙЛ добывал порядка 8%.

По данным Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США, в прошлом году Ирак экспортировал морем свыше 3,2 млн б/с, и Азия (во главе с Индией, Китаем и Южной Кореей) была основным региональным направлением — 72% всего объема. Китай и Индия импортировали из Ирака более 1,1 млн б/с и почти 900 тыс. б/с соответственно (62% от общего объема иракского экспорта), что сделало их крупнейшими покупателями иракской нефти в 2024 году. И это при том, что импорт иракской нефти в Индию сократился после 2022 года, когда Индия начала покупать российскую нефть по сниженным ценам.

 

Порядка 21% иракской нефти импортировали страны Европы — больше всего Нидерланды, Греция и Италия, хотя часть европейского импорта через различные средиземноморские порты направляется дальше вглубь страны, в Германию, Австрию и Сербию.

«Отличительной чертой китайских компаний по сравнению с американскими, европейскими или британскими фирмами, работающими в энергетическом секторе Ирака, является тесная связь этих компаний с государством. В результате геополитические или дипломатические споры с участием Китая могут также влиять на нефтегазовую отрасль Ирака — особенно учитывая, что значительная часть добычи нефти и газа в Ираке в настоящее время управляется китайскими фирмами»,

— сказал Бабан.

Журавлев возражает: в федеральном Ираке нефть юридически принадлежит государству.

«Даже при более „инвесторских“ условиях компании могут рассчитывать максимум на долю в прибыли проекта, но не на контроль над физическими потоками. Экспорт и продажи ведет государственная SOMO: она заключает стандартизированные контракты с конечными покупателями (НПЗ) по официально публикуемым ценовым формулам. Отгрузочная инфраструктура также контролируется государством, поэтому ни юридически, ни операционно оператор месторождения не может напрямую „перенаправлять“ экспортные потоки»,

— говорит он.

По мнению Журавлева, влияние США теоретически возможно лишь косвенно — через политические сигналы или угрозу выхода компаний из проектов, но это скорее инструмент давления, чем механизм управления поставками. Кроме того, даже при новых сделках доля американских операторов в добыче Ирака, вероятно, останется ниже доли китайских компаний.

«Если смотреть шире на Ближний Восток, явного устойчивого тренда на усиление американских нефтяных компаний именно в нефти не видно. За последние годы были заметные сделки в Катаре с участием ConocoPhillips и ExxonMobil, но они в основном связаны с СПГ и диверсификацией портфеля активов компаний. Для стран региона сейчас часто важнее не „смена флага“ оператора, а баланс партнеров на фоне растущей роли Китая в экономике и инфраструктуре»,

 

— считает аналитик.

Заместитель генерального директора Института национальной энергетики Александр Фролов отметил, что в Ираке собрался «нефтяной интернационал».

«Проблема этой страны неплохо сформулирована Rystad Energy: компания отнесла Ирак к государствам, завышающим свои запасы. Судя по накопленному опыту ряда компаний (включая ExxonMobil), это мнение вполне обосновано. Некоторые проекты пришлось пересматривать в сторону понижения, причем местами это понижение целевой добычи было кратным. „Западная Курна 2“ не даст потенциальному американскому участнику решительного преимущества в иракском нефтяном секторе над другими компаниями и никакого контроля над поставками нефти в азиатский регион американская компания не получит. Интересное месторождение, но не более»,

— считает эксперт.

По мнению Журавлева, Пекин будет защищать интересы, но, вероятнее всего, без резких шагов: для Китая ключевое — надежность поставок и предсказуемые условия закупки у SOMO, а не то, какая конкретно компания является оператором месторождения и несет сопутствующие риски.

«Самый вероятный сценарий развития событий — переговоры о выравнивании условий для китайских операторов: улучшение инвестиционных параметров по действующим контрактам вплоть до приближения к условиям недавних сделок, которые Багдад предложил западным компаниям»,

— считает аналитик.

«Дополнительный рычаг Китая — широкий портфель проектов в Ираке вне добычи: участие в инфраструктуре и промышленности. В том числе китайские компании задействованы в стратегическом коридоре „Путь развития“ (Development Road) — железнодорожно-автодорожном маршруте от порта Эль-Фао в Басре до Турции (инициирован в 2023 году). Также Китай участвует в энергетике, строительстве, нефтехимии и нефтепереработке (строительство НПЗ в Фао компанией CNCEC с глубокой переработкой нефти). Для Багдада это важно для выполнения давней цели ухода от роли экспортера сырья без добавленной стоимости»,

 

— подчеркнул Журавлев.

След ОПЕК

Другой вопрос, что Ирак является членом ОПЕК+, и нужно вспомнить, что среди претендентов на зарубежные активы ЛУКОЙЛа засветились арабская ADNOC и компания Саудовской Аравии Midad Energy, руководство которой якобы имеет тесные политические связи как с Москвой, так и с Вашингтоном. При том, что наследный принц Саудовской Аравии Мохаммед бин Салман пообещал Трампу инвестировать в США порядка $0,6-1 трлн.

Саудовская Аравия является одним из лидеров сделки ОПЕК+, Ирак и ОАЭ имеют с королевством довольно тесные отношения и часто — согласованную позицию в отношении политики альянса. А вот США несколько раз пытались угрожать засудить ОПЕК+ за сговор. Поэтому возникает вопрос, нужно ли той же Саудовской Аравии усиление американского влияния в стране-члене ОПЕК или ОПЕК+.

Заметим, что американские компании плотно присутствуют в добывающем секторе другого члена ОПЕК+ — Казахстана, который серьезно превышает установленные квоты на добычу. Как объясняло Минэнерго республики, оно не может указывать частным компаниям, что делать.

Впрочем, у Ирака, хоть и одна из самых низких себестоимостей по нефтедобыче в мире, проблем хватает.

По оценке Журавлева, себестоимость добычи нефти в Ираке ниже: относительно РФ — на 65%, Казахстана — на 45%, Саудовской Аравии — на 20%, Мексики — на 50%, США — на 40%, Венесуэлы — на 60%.

Бабан говорит, что себестоимость нефтедобычи в Ираке находится на втором месте после Саудовской Аравии — $2,16 за баррель, но полная стоимость от добычи до продажи — $10,57 за баррель.

«В моменте Ирак ограничен не столько „скважинной“ мощностью, сколько квотами ОПЕК+. Добычные мощности в целом позволяют добывать больше текущих уровней. В долгосрочной перспективе ключевые ограничения — экспортная и энергетическая инфраструктура, а также доступ к воде для закачки в пласт и поддержания пластового давления (ППД)»,

 

— говорит Журавлев.

По национальному плану развития Ирака на 2024–2028 годы текущие экспортные мощности по нефти оцениваются примерно в 3,4 млн б/с — близко к текущему экспорту.

«Это основное „бутылочное горлышко“. К 2028 году планируется рост экспортных мощностей до 5,3 млн б/с, в том числе за счет подводных трубопроводов к плавучим отгрузочным комплексам (Sealine-¾/5) и развития порта Эль-Фао в рамках „Пути развития“. При этом по Sealine-3, который планировали ввести в 2027 году, сроки, скорее всего, сдвинутся на более поздние сроки»,

— отмечает аналитик.

Фролов опасается, не придется ли Ираку пересмотреть часть планов по наращиванию нефтедобычи в сторону понижения, тем более что часть из них уже сдвигалась, а у некоторых нет чётких сроков реализации.

Напомним, что в предстоящем году странам ОПЕК+ предстоит независимая оценка максимальных свободных мощностей по добыче, при этом будет оцениваться и потенциал инвестиций в их расширение.

По словам ведущего эксперта Фонда национальной энергетической безопасности и Финансового университета при правительстве РФ Станислава Митраховича, «Западная Курна 2» — действительно очень интересное для мэйджоров месторождение, в том числе для американских.

«Если его купит Exxon, это будет вполне логичным. Вопрос в том, чтобы ЛУКОЙЛ получил достаточную компенсацию. Здесь может сыграть роль, что у России были достаточно неплохие отношения с иракским правительством. Так, если даже „Газпром нефть“ работала в Иракском Курдистане, то не признавала Курдистан, в отличие от, например, администрации Трампа, которая еще не признала, но пообещала признать. Кроме того, Россия поставляла правительству оружие для борьбы с исламистами. То есть у нас есть основания, что, когда будем торговаться с американцами за конкретную сумму, правительство Ирака поведет себя адекватно»

 

 

oilcapital.ru/news/2025-12-19/kto-budet-kontrolirovat-zapadnuyu-kurnu-2-5526820