Ключ до свердловини: Україна впроваджує нову модель збільшення видобутку газу

«Укргазвидобування» пропонує приватникам виснажені родовища. Сама компанія має намір сфокусуватися на розробленні нових

Дочірня компанія НАК «Нафтогаз», компанія «Укргазвидобування» (УГВ), на частку якої припадає понад половину вітчизняного видобутку газу, в рамках нової стратегії має намір зосередитися на розробленні нових, нерозвіданих родовищ. 35 старих та виснажених свердловин планується передати приватним компаніям.

Співпраця буде реалізована у новому для України форматі – Production Enhancement Contracts, або РЕС-контрактах. За допомогою цього проєкту УГВ, яка останніми роками так і не змогла наростити обсяги видобутку, розраховує вийти у плюс.

Для України це, по суті, останній шанс забезпечити себе газом власного видобутку та уникнути енергетичного колапсу, який може настати у разі зупинення транзиту російського газу після 2024 року.

Що таке РЕС-контракти

Компанія «Укргазвидобування» оголосила про масштабний проєкт співпраці у форматі, в рамках якого має намір залучити партнерів для 35 родовищ, що виснажуються. Родовища будуть передані в оперативне управління приватним компаніям на 15 років у форматі Production Enhancement Contracts, так званих РЕС-контрактів. Процес прийняття заявок від зацікавлених компаній уже розпочався.

Газ, що видобувається в рамках PEC-контрактів, залишиться власністю «Укргазвидобування». Компанія також збереже ліцензії та спецдозволи на родовища, що передаються в оперативне управління. Партнери за послуги отримуватимуть оплату залежно від тарифів для різного типу діяльності: базовий видобуток, видобуток від операцій інтенсифікації (застосування технологій, що дають змогу збільшити обсяги видобутку) та видобуток із нових свердловин. У прес-службі УГВ уточнили, що тарифи визначатимуться окремо для кожного кластера, який складатиметься з певної кількості родовищ, пов’язаних загальною інфраструктурою.

«Тарифи будуть зафіксовані під час підписання договору та передачі підряднику в управління родовища. Надалі, залежно від інфляції, вони можуть індексуватися», – пояснили кореспонденту GMK Center у прес-службі УГВ.

Розмір тарифів розкриють після закінчення тендерів, які пройдуть у системі Prozorro. Ознайомитись з ними можна буде у публічних тендерних пропозиціях учасників, запевнили у прес-службі УГВ.

«Головний стимул для інвесторів збільшувати обсяги видобутку газу – це спеціальний тариф, за яким УГВ викуповуватиме у них видобутий газ. Що більше газу їм вдасться витягти з родовищ, то більше грошей вони зможуть заробити. Тариф розраховуватиметься на основі базових операційних витрат та премії. Пріоритет буде відданий компаніям, які відповідатимуть усім кваліфікаційним критеріям і при цьому в ході конкурсу на Prozorro запропонують результат за найменшу винагороду», – розповів директор дивізіону «Розвідка та випробування» УГВ Олександр Романюк.

PEC – інноваційний формат для України, хоча у світі він використовується вже не один десяток років, зазначають експерти. Практика співпраці на виснажених родовищах у форматі PEC застосовується в Румунії, Угорщині, Еквадорі, Колумбії, Алжирі. На глобальному ринку в PEC заходять такі великі компанії, як PGNiG, Petrofac, розповіли GMK Center в прес-службі великої газовидобувної компанії Smart Energy.

«Практика залучення інвесторів до розроблення виснажених родовищ відповідно до РЕС в Україні досі не впроваджена, хоча говорять про її необхідність не перший рік», – зазначив у коментарі GMK Center виконавчий директор Асоціації газодобувних компаній України Артем Петренко.

Перший проєкт PEC було реалізовано на 13 родовищах УГВ із компанією Expert Petroleum. Це міжнародна компанія, яка має гарний досвід реалізації таких проектів, зокрема в Румунії та Угорщині, де завдяки інвестиціям та сучасним технологіям, їм вдалося збільшити видобуток до 150% вище за базовий рівень, зазначив Петренко.

«Ми отримали хороші результати під час пілотного проєкту з компанією Expert Petroleum, яка на підставі PEC-угод управляє 13 родовищами. Видобуток на них удалося стабілізувати, не допустивши зниження», – підтвердив Романюк.

Реалізацію нових проєктів PEC заплановано на родовищах УГВ у східних регіонах України, які були відкриті ще радянськими геологами.

«Сумарно кластери, які планується передати на розроблення зовнішнім партнерам, дають 1,5 млрд куб. м газу на рік. Протягом п’яти років обсяги видобутку на них через виснаження запасів можуть впасти до 700 млн куб. м. Проєкт PEC-угод із зовнішніми підрядниками реалізовується для того, щоб такого падіння не допустити», – каже Романюк.

За його словами, УГВ вдається до допомоги приватників, оскільки вони набагато гнучкіші та мобільніші, ніж державні компанії, у тому числі й сама УГВ, яка має працювати відповідно до закону про держзакупівлі.

«Нерідко результати тендерів скасовуються АМКУ, оскаржуються в суді, блокуються. Це гальмує виконання виробничих програм. У приватних компаній таких проблем немає: потрібний компресор – поставили, через місяць він працює. У видобувному напрямі швидкість прийняття та виконання рішень має перевагу навіть перед інноваційністю підходів, застосуванням технологій, що раніше не використовувалися», – пояснює Романюк.

Зазначимо, стати стороною PEC-контракту з УГВ можуть заможні компанії з досвідом роботи в газодобувній галузі. За попередньою оцінкою, 35 родовищ потребують не менше $200-300 млн протягом 15 років (термін дії угод). Щоб «відсіяти» компанії, які не мають достатніх фінансових ресурсів, УГВ вимагає для участі у конкурсі надати банківську гарантію на $1 млн. Також до компаній висуваються високі кваліфікаційні вимоги: вони повинні мати достатній досвід роботи, зокрема на проєктах, у яких обсяги видобутку були не нижчими, ніж на виставлених кластерах.

Претенденти на PEC-контракти

В офіційній презентації PEC-контрактів УГВ у Києві взяли участь близько сотні представників 40 компаній із 10 країн. Іноземні інвестори зацікавлені вкладати гроші в український газовидобуток та розглядають різні формати співпраці, вважає Артем Петренко. Він зазначає, що на презентації проєкту було багато іноземних та українських компаній, що підтверджує інтерес до галузі.

У газовидобувній компанії Smart Energy, представники якої були помічені на презентації, на питання, чи можна розцінювати їхню присутність як зацікавленість компанії в проєкті, відповіли, що «скоріше Smart Energy вивчає нові можливості для розвитку та зростання бізнесу».

«Ми розглядаємо такий варіант співпраці, як, утім, й інші», – запевнили GMK Center у прес-службі Smart Energy.

На презентації проєкту PEC були вітчизняні добувачі, які працюють у Харківській та Полтавській областях, де розташовані запропоновані УГВ родовища, зазначає директор ExPro Consulting Геннадій Кобаль.

«Вони добре знають ці регіони – мають виробничі бази. Ми бачили на презентації проєкту представників цих компаній: «Полтавської газовидобувної компанії», Smart Energy, ДПЕК – це ті компанії, яким ці регіони дуже добре відомі», – уточнює експерт.

Як правило, PEC ближче до сервісних компаній, які спеціалізуються на технологіях інтенсифікації видобутку газу, ніж класичним газодобувачам.

«Для газодобувачів проєкти також можуть становити інтерес, особливо якщо об’єкт для розробки знаходиться в безпосередній близькості з родовищами зацікавленої в PEC компанії, має зрозумілу їй геологічну структуру і компанія має розуміння як технології та ресурс може дати нове дихання старому об’єкту», – додають у прес-службі Smart Energy.

Інтерес з боку інвесторів, які потенційно зацікавлені в такій формі співпраці, як PEC-угоди з УГВ, є. Але компанії будуть поводитися обережно, попереджають експерти. Їх ентузіазм стримуватимуть ризики, які є у проекті, нарівні з перевагами.

«Ми поки що не знаємо, який тариф запропонує УГВ компаніям за їхні послуги у рамках PEC-угод. Навряд чи хтось погодиться на рентабельність менше 50% з огляду на високі ризики. Якщо не зважати на військову загрозу, ситуацію в Україні та ймовірність нових призначень у керівництві «Нафтогазу», геологічні ризики залишаються високими. Можна припустити, що на діючих родовищах вони не такі високі, але все ж таки залишаються. Все-таки родовища дійсно значною мірою виснажені і чи достатньо запасів, що є в них, для підтримки видобутку на нинішньому рівні, навіть при застосуванні заходів з інтенсифікації, зараз оцінити складно», – каже Кобаль.

«Основний ризик – не видобути обсяг вуглеводнів, визначений під час укладання договору. Особливості PEC у тому, що оператор зобов’язується видобувати певний мінімум, вартість якого покриває власник родовища. Але видобуток не прогнозований на 100% і ризик швидкого виснаження обрію або якихось інших об’єктивних факторів ніхто не скасовував», – підтверджують у прес-службі Smart Energy.

Три з чотирьох запропонованих для співпраці кластерів (груп родовищ) розташовані у Харківській області поблизу російського кордону. Це знижує шанси залучити до проєкту великі американські компанії, гранди газодобувної галузі, каже Кобаль.

«Ціни на газ і нафту у світі високі – грандам вигідно стабільно працювати у діючих проектах, у країнах зі стабільним законодавчим порядком денним і без ризиків військової ескалації. Вони не захочуть шукати пригод в Україні – країні з високими ризиками, зокрема у вигляді російського вторгнення», – запевняє експерт.

Новий фокус УГВ

Передаючи виснажені родовища оперативне управління приватникам, УГВ вирішує відразу кілька ключових завдань. Компанія може розраховувати на стабілізацію видобутку на своїх старих виснажених родовищах та сфокусуватися на освоєнні нових площ.

«Головні очікування «Укразвидобування» від проекту співпраці з приватними компаніями на умовах PEC-контрактів – це збереження за його допомогою обсягів видобутку на виснажених родовищах, де інакше очікується скорочення щонайменше вдвічі в найближчі п’ять років. Родовища виснажені на 80-90%. Завдання: за кошти та за допомогою зусиль зовнішніх партнерів не допустити падіння видобутку там, де він за всіма законами фізики має скорочуватися», – пояснює Олександр Романюк.

За його словами, УГВ має намір сконцентрувати свої сили на нарощуванні нових запасів.

«Тільки так ми можемо компенсувати падіння на всіх старих родовищах та збільшувати видобуток», – наголошує Романюк.

Зазначимо, останнім часом видобуток газу з українських надр активно зростає лише у приватному секторі. За даними Асоціації газовидобувних компаній, за останні 10 років приватники збільшили видобуток природного газу більше ніж удвічі. За підсумками 2021 року, приватники видобули 5 млрд куб. м газу, що становить понад чверть усього вітчизняного видобутку та є абсолютним рекордом для вітчизняного газового сектору. Видобуток УГВ у 2021-му, навпаки, скоротився на 3,84% (520 млн куб. м) в порівнянні з 2020 роком – до 12,93 млрд куб. м.

«У грудні 2021 року Укргазвидобуванню вдалося перейти від зниження до зростання обсягів видобутку. Компанія забезпечила видобуток 1,109 млрд куб. м товарного газу для потреб українських споживачів. Це на 2,6 млн куб. м більше, ніж за аналогічний період минулого року», – уточнюють у прес-службі УГВ та додають, що у 2022 році компанія планує продовжити нарощувати видобуток та розраховує завершити рік «з плюсом».

Згідно із затвердженою навесні 2016 року «Концепцією розвитку газодобувної галузі», більш відомою як Стратегія 20/20, передбачалося, що вже до 2020 року обсяг видобутку УГВ сягне 20 млрд куб. м. Тоді прогнозувалося, що за п’ять років УГВ здобуде 84,5 млрд куб. м природного газу. Але реалізувати ці плани не вдалось. Ще 18 листопада 2020 року Кабінет Міністрів створив міжвідомчу групу для з’ясування причин падіння обсягів видобутку газу. Досі офіційних висновків не було озвучено.

У «Нафтогазі» неодноразово нарікали на те, що видобуток УГВ веде на виснажених родовищах, розробляти які почали ще в той час, коли Україна була частиною Радянського Союзу. Нестача можливостей освоїти нові родовища із ще нерозвіданими запасами газу називалася однією з причин відсутності успіхів у напрямі збільшення видобутку та провалу програми 20/20.

«Ключовою проблемою для розвитку газовидобутку в Україні є виснаженість родовищ. Найбільші з тих, на яких працює «Укргазвидобування», відкрили ще у 70-х роках минулого сторіччя, таким чином, їх запаси вже вичерпано на 70-90%. Тиск, необхідний для підняття газу на поверхню щорічно знижується. Видобувати газ на таких родовищах стає дедалі складніше. На сьогодні 90% видобутку компанії забезпечують саме такі топ-40 родовищ», – підтверджують у прес-службі УГВ.

З приходом до влади команди Володимира Зеленського становище УГВ змінилося на краще. Держкомпанії було передано великі нерозвідані площі, на яких, швидше за все, будуть виявлені великі запаси вуглеводнів. Крім того, 16 спецдозволів на нові ділянки компанія купила на електронних аукціонах: 14 – у 2019 році та по одному у 2020 та 2021 роках. Крім того, УГВ стала переможцем у конкурсах на чотири ділянки на умовах розподілу продукції: Іванівської, Балаклійської, Бузівської та Берестянської площі.

«Найбільші перспективи ми бачимо у стратегічних проєктах, доступ до яких «Нафтогаз» отримав минулого року. Йдеться про освоєння Юзівської площі, чотири перспективні ділянки за угодами про розподіл продукції, а також ділянок у Чорному морі та Карпатському регіоні. Крім того, в нашому портфелі є приблизно 60 нових ділянок, так званих грінфілдів, заплановано розвідувальне буріння. На нових наземних площах та грінфілдах плануємо цього року проводити геологічні дослідження – 3D-сейсміку. Відповідні тендери вже відбулися у системі Prozorro», – пояснюють у прес-службі УГВ.

Для освоєння перспективних площ, де можуть бути відкриті нові великі родовища з великими покладами газу, потрібні фінанси. А де їх брати, якщо для виконання соціальних зобов’язань перед населенням і ПЕК держава викуповує в УГВ майже весь газ, що видобувається компанією, за цінами, в 6-8 разів нижчими за ринкові?

«Крім проєкту розроблення виснажених родовищ на підставі PEC-договорів, УГВ готова розглядати партнерство з приватними компаніями в усіх без винятку своїх проєктах. Щоб вийти на рівень видобутку газу в обсязі, який перевищує споживання в Україні, потрібно $25 млрд на найближчі десять років. Таких грошей немає ні в «Нафтогазу», ні в УГВ, ні в бюджеті країни. Єдиний спосіб залучити такі кошти в галузь видобутку – гроші приватного бізнесу в різних формах державно-приватного партнерства», – розповів GMK Center Олександр Романюк.

Для освоєння нових площ «Нафтогаз» шукає приватних інвесторів, яким пропонують різні форми співпраці. З низкою міжнародних компаній уже підписано меморандуми. Зокрема, з румунською OMV Petrom, ізраїльською Naphtha Petroleum Corp, польською PGNiG, Dragon Oil із ОАЄ, SOCAR AQS із Азербайджану, Helmerich & Payne, Inc. («H&P») та Seas Energy зі США.

З міжнародними партнерами компанія розглядає варіанти співробітництва за такими напрямами:

• ділянки у Чорному морі;
• розроблення Юзівської площі;
• розвідування та розроблення ділянок за угодами про розподіл продукції;
• розвідування та розроблення грінфілдів;
• розроблення виснажених родовищ у форматі РЕС;
• розвідування Карпатського регіону.

«На ділянках у Чорному морі разом із норвезькою компанією PGS ми завершили геологічні дослідження та перейшли до інтерпретації отриманих геологічних даних. На їх основі плануємо визначити точки для буріння перших розвідувальних свердловин. Щодо Юзовської площі ми зібрали та проаналізували необхідну геологічну інформацію. На цій площі за радянських часів буріли газові свердловини. Було заплановано капітальний ремонт старої свердловини та буріння трьох нових біля території Святогірської громади Донецької області. Проте ми зіткнулися з протидією проєкту під надуманими причинами з боку окремих політичних сил та громадських діячів, які налаштовують проти та залякують людей. Фактично, ми опинилися в такій ситуації, в якій була Shell 8 років тому (компанія вийшла з проєкту співпраці щодо Юзовської площі. – Ред.). Плануємо продовжити діалог зі Святогірською громадою та місцевою владою, оскільки ми впевнені у своїй правоті та готові довести, що проєкт може бути вигідним для всіх сторін», – запевняє прес-служба УГВ.

Актуальність власного видобутку

Реалізувати швидко заявлені плани, зокрема й проєкти PEC, навряд чи вдасться, вважають експерти, з якими поговорив кореспондент GMK Center.

«З PEC «Укргазвидобування» орієнтується на кінець року, але, як показує практика, вибір контрагентів для реалізації проєкту може забрати більше часу. Навіть якщо УГВ вкладеться в заявлені терміни, компанії зможуть розпочати видобуток не раніше 2023 року. Для того щоб вийти на реальний ефект – збільшення видобутку в результаті заходів, що проводяться в рамках угод щодо інтенсифікації видобутку, – знадобиться ще невизначений час. Як бачимо за результатами проєкту Expert Petroleum, це ще плюс півроку-рік. Реальний ефект у вигляді покращення показників видобутку на родовищах очікується не раніше 2024 року. Але це за умови дотримання таймінгу», – каже Геннадій Кобаль.

«Галузь газовидобутку інертна. Якщо ти починаєш проєкт буріння нової свердловини, то лише через рік-півтора розпочнеться видобуток, і то в разі його успішності», – погоджуються у прес-службі Smart Energy.

Сьогодні для України завдання наростити газовидобуток у дуже стислі терміни буквально є питанням життя та смерті. Альтернативний трубопровід «Північний потік-2» вже збудовано. У разі його запуску Росія може відмовитися продовжити транзитний контракт після 2023 року або навіть раніше, й надалі сплачуючи контрактні обсяги, припинити фізичне прокачування, пустивши газ до Європи в обхід України. Є думка, що якщо обсяг власного українського видобутку до цього часу не буде рівним обсягу споживання, Україна не зможе повноцінно забезпечувати газом низку регіонів, у тому числі й тих, де зосереджені великі промислові вузли – у Східній та Південній частині України.

Торік обсяг споживання газу в Україні опустився нижче за 27 млрд куб. м. Це було пов’язано з карантинними обмеженнями ділової активності, спричиненими пандемією COVID, та скороченням споживання газу підприємствами через високі ціни. За стабільної ситуації Україні потрібно навіть більше газу – не менше 30 млрд куб. м. Таким чином, найближчим часом наша країна не лише має не допустити падіння газовидобутку, а й наростити його практично на третину.

«Україні критично важливо нарощувати видобуток газу з огляду на серйозні виклики, які стоять перед країною через запуск «Північного потоку-2» та можливе припинення транзиту російського газу. Єдиний шлях – це повністю забезпечувати себе газом власного видобутку. Це дасть нам змогу відмовитися від імпорту, на який ми витрачаємо мільярди гривень з бюджету, а також зміцнить нашу енергетичну безпеку», – вважає Артем Петренко.

«Якщо транзит зупинять, Україні доведеться докласти величезних зусиль, щоб знайти додаткові обсяги газу. Тому збільшення власного видобутку стає питанням номер один за нинішніх умов. УГВ має докласти всіх зусиль, щоб наростити видобуток, освоюючи великі проєкти, у тому числі грінфілд-площі. Логічно невеликі проєкти передати на розроблення приватним компаніям, зокрема й на умовах PEC-угод», – наголошує Геннадій Кобаль.

Реалізація завдання, безумовно, вимагатиме зусиль не лише від УГВ та приватних компаній, а й від держави, кажуть експерти. Вона має максимально сприяти цьому процесу, створюючи відповідні умови та сприятливий клімат для інвесторів у галузі.

У Smart Energy зазначають, що за останні п’ять років сектор дуже сильно змінився на позитивний бік. Відбулася лібералізація у цілій низці напрямів, починаючи зі зниження ренти у 2016 році. Потім була прийнята так звана стимулююча рента на нові свердловини, яку гарантували на 5 років. Відбулася децентралізація, тож частина рентних платежів компаній зараз іде на місця. Це сприяє покращенню відносин між добувачами та місцевими громадами. Почала роботу АГКУ, яка стала, по суті, сполучною ланкою між газодобувачами та державною владою. З’явилися відкриті конкурси на ліцензії, було реалізовано такі ініціативи як УРП, PEC та інші.

«Водночас стабільність не настала. Щойно виникає питання наповнення бюджету, з’являються пропозиції на кшталт «скасувати стимулюючу ренту», «відрегулювати ціну» тощо… Така нестабільність та спроби змінювати правила гри на ходу абсолютно не сприяють інтересу інвестувати в газовидобування, унеможливлюють планування та прогнозування у цьому бізнесі. Звісно, в Україні лише починає формуватися ринок газу і багато в чому формується вся галузь, і цей перехідний період має низку незручностей. Але дуже не хотілося б, щоб він затягнувся», – додають у Smart Energy.

«Ключовим для інвестора є стабільна податкова політика. Зміна правил гри, запровадження додаткових податків чи обмежень можуть негативно вплинути на рішучість компаній інвестувати у газовидобуток, – резюмує Артем Петренко. – Кожен іноземний інвестор, перш ніж заходити до країни, дивиться на те, як держава працює з інвестиціями. А Україні сьогодні треба боротись за кожного інвестора: як вітчизняного, так і міжнародного».