Борьба за подсолевую нефть Бразилии: мега-аукцион, который только начинается

В России Бразилия пока не воспринимается, как крупная нефтяная держава, но де-факто это уже так. В ближайшие годы эта страна будет играть все большую роль на столь важном для РФ мировом рынке нефти. Потенциал Бразилии как одного из крупнейших производителей и экспортеров стремительно вырос за последние 10 лет и связан с открытием подсолевых месторождений на глубоководном шельфе. Как и в сланцевую нефть, в эти месторождения многие не верили, но сегодня реальность такова, что на них Бразилия добывает большую часть своих углеводородов, которые все в больших объемах поступают на китайские НПЗ. На бразильском шельфе уже работают все крупнейшие нефтесервисные и нефтедобывающие компании мира и, учитывая курс нынешнего правительства, скоро доля иностранного участия там станет еще больше. Но пока на бразильском шельфе господствует бывший госмонополист Petrobras, который в начале ноября смог отвоевать «свои» крупные блоки месторождений на так называемом мега-аукционе. Это история о том, как Бразилия распоряжается своими ресурсами. Она полезна с точки зрения возможности оценки опыта очень похожей по уровню развития на Россию страны, которая получила от природы огромные богатства и прямо сейчас, на наших глазах решает, как ими распорядиться.

В России Бразилия пока не воспринимается, как крупная нефтяная держава, но де-факто это уже так. В ближайшие годы эта страна будет играть все большую роль на столь важном для РФ мировом рынке нефти. Потенциал Бразилии как одного из крупнейших производителей и экспортеров стремительно вырос за последние 10 лет и связан с открытием подсолевых месторождений на глубоководном шельфе. Как и в сланцевую нефть, в эти месторождения многие не верили, но сегодня реальность такова, что на них Бразилия добывает большую часть своих углеводородов, которые все в больших объемах поступают на китайские НПЗ. На бразильском шельфе уже работают все крупнейшие нефтесервисные и нефтедобывающие компании мира и, учитывая курс нынешнего правительства, скоро доля иностранного участия там станет еще больше. Но пока на бразильском шельфе господствует бывший госмонополист Petrobras, который в начале ноября смог отвоевать «свои» крупные блоки месторождений на так называемом мега-аукционе. Это история о том, как Бразилия распоряжается своими ресурсами. Она полезна с точки зрения возможности оценки опыта очень похожей по уровню развития на Россию страны, которая получила от природы огромные богатства и прямо сейчас, на наших глазах решает, как ими распорядиться.

Для начала стоит пояснить, что нефть в Бразилии добывается на трех типах месторождений — на суше, на морских надсольных месторождениях и морских подсольных месторождениях. Чтобы на этом моменте тем из вас, кто, как и мы, не слишком хорошо разбирается в геологии, не обращаться к Википедии (или к Большой российской энциклопедии), мы сделали это за вас. Итак, «подсолевые» — это те, что находятся под слоем соли. Как там появилась нефть? Это произошло более 100 млн лет назад в ходе разделения американского и африканского континентов. Сначала между ними образовывались глубокие впадины и большие озера, на дне которых за миллионы лет откладывалось большое количество органики. Затем по мере удаления континентов над ними появился Атлантический океан, а также сформировался слой соли, толщина которого сейчас составляет порядка 2 км. Он как бы накрыл собой и законсервировал органику, а термохимические процессы за миллионы лет превратили ее в углеводороды (нефть и природный газ).

Бразильские разведанные подсолевые нефтеносные провинции растянулись почти на 1 000 км вдоль побережья в Южной Атлантике — от штата Санта Катарина до штата Эспириту Санту. Их общая площадь оценивается в 122 тыс. кв. км. И в них содержится довольно качественная нефть с плотностью 28⁰–30⁰ API при низком содержании серы. Проблема в том, что добраться до этой нефти непросто — 2–3 км океана, донные породы и 2 км соли. В среднем бразильские подсолевые скважины находятся на уровне 5 км ниже дна океана. Неудивительно, что подсолевая нефть — это совершенно новая история.

2005–2008 гг.: разведка. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 0%

Впервые подсолевая нефть на шельфе Бразилии была обнаружена в нефтегазовой провинции (бассейне) Сантус. Это район в южной Атлантике площадью 352 тыс. кв. км, который примерно равноудален от бразильских штатов Сан-Паулу, Санта-Катарина Парана и Рио-де-Жанейру. Разведка этой провинции началась еще в 1970-е гг., до 2006 г. там было пробурено более 200 скважин, но не найдено ни одного крупного месторождения.

Так было до декабря 2004 г., когда в Сантус прибыло очередное буровое судно, задачей которого стало бурение первых скважин на блоке BMS-10 (Парати). В ходе бурения в слое соли были найдены фрагменты мягкой породы, работавшие на судне геологи однажды уже сталкивались с подобным в ходе бурения в нефтегазовой провинции Кампус. Они решили исследовать подсолевые породы и, если в них будет обнаружена нефть, продолжить бурение на большую глубину.

В результате, в июле 2005 г. они нашли первые признаки наличия нефти в подсолевых породах на BMS-10. Ровно через год было открыто крупное месторождение нефти на блоке BMS-11 (Тупи). В 2007–2008 гг. Бразилия узнала, что ее запасы нефти — одни из крупнейших в мире. Почти все бурения «под соль» увенчались успехом. Очень качественная легкая нефть была найдена на BMS-9 (Кариока), BMS-21 (Карамба), BMS-24 (Юпитер), BMS-21 (Бей-те-ви), BMS-11 (Йара). Подсолевые месторождения были найдены у побережья Эспириту Санту, в Парке дас Балэйас, под месторождениями тяжелой нефти в Балейа Франка, Балейа Асул, Жубарче и Кашалоте.

Оценка запасов стремительно росла. В ноябре 2007 г. пришли данные по BMS-11 (Тупи, позже переименован в Лула) — от 5 до 8 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте. В сентябре 2008 — по BMS-11 (Йара) — от 3 до 4 млрд баррелей нефти и газа, затем BMS-24 (Юпитер) — 1,6 млрд баррелей и, наконец, информация по крупнейшему месторождению — Либра — от 8 до 12 млрд баррелей. Блок BMS-11 удвоил разведанные на тот момент в Бразилии запасы нефти.

В сентябре 2008 г. Petrobras приступил к промышленной добыче нефти на месторождении Жубарти в нефтегазоносном бассейне Кампус. А уже в 2009 г. в море была отправлена плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти FPSO BW (Bergesen Worldwide Offshore of Brazil). Она проработала 15 месяцев в 290 км от побережья и добыла 30 тыс. баррелей нефти из двух скважин.

Эти 30 тыс. баррелей стали началом бума добычи подсолевой нефти. К 2012 г. в Сантус уже «набурили» 166 скважин. В Бразилии начали говорить о том, что подсолевая нефть изменит жизнь в стране, повысит уровень жизни населения и увеличит роль государства на международной арене. Такое богатство решили защищать.

2010–2013 гг.: законодательная атака. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 2,5%

Открытие бразильской нефтедобычи для мира началось в 1997 г. с принятия закона 9.478/97 об углеводородах, который учредил Бразильское национальное агентство по нефти, природному газу и биотопливу (ANP) в качестве независимого регулятора, ликвидировал монополию государственной компании «Petrobrtas» и открыл доступ к работе на рынке частным компаниям. Petrobras продолжал контролировать добычу в стране, но благодаря введению режима концессий в разведке и освоении месторождений получил доступ к передовому мировому опыту через сотрудничество с крупными международными нефтяными компаниями.

Но перспективы подсолевых месторождений в 2010 г. выглядели столь многообещающе, что правительство решило несколько отступить от этой практики. Лула (Луис Инасиу да Силва), который в это время с успехом заканчивал свой второй президентский мандат, оказался перед сложной дилеммой. С одной стороны очень не хотелось пускать иностранцев, с другой — было понятно, что без крупных инвестиций и доступа к самым передовым технологиям рентабельная коммерческая добыча подсолевой нефти может остаться утопией на долгие годы. А деньги на социальные программы были очень нужны.

Лула позирует с руками в нефти — это отсылка к похожему жесту самого известного бразильского политика и основателя Petrobrtas Жетулио Варгаса. Кстати, самый продуктивный блок месторождений подсолевой нефти — Лула (до этого — «Тупи») назван так формально в честь моллюска, но все всё понимают…

2010 г. во многом стал определяющим с точки зрения дальнейшей судьбы новых месторождений. За год были приняты сразу три закона — 12.276, 12.304 и 12.351, которые вводили новое специальное регулирование в области добычи подсолевой нефти.

Первым был принят закон 12.276/10, который фактически отдал права на разведку и добычу подсолевой нефти Petrobras до тех пор, пока компания не извлечет более 5 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте. Petrobras должен был расплатиться за это облигациями госдолга, а правительство получало право покупать на облигации акции компании, которая как раз выходила на биржу. То есть, по сути, Petrobras просто получил право добывать нефть, а государство «бесплатно» удержало контрольный пакет акций компании. Это решение в дальнейшем вызвало много споров.

В августе 2010 г. закон 12.304/10 создал публичную компанию, которая называется «Бразильская компания по управлению нефтью и природным газом» — Pre-Sal Petroleum SA (PPSA). PPSA попала под управление Министерства горнодобывающей промышленности и энергетики. В ее задачи входило ведение соглашений о разделе продукции, заключенных министерством, а также контрактов по продаже нефти, природного газа и других углеводородов, принадлежащих государству.

Сам же режим раздела продукции был введен только в конце 2010 г. законом 12.351. Согласно закону, Бразилия могла заключать соглашение с «подрядчиком», который получал право на ведение геологоразведки подсолевых месторождений за счет собственных средств. В случае успеха и начала коммерческой добычи он должен отдавать часть извлекаемой нефти государству. Разделу не подлежала только определенная часть добычи, которая компенсировала затраты подрядчика на расходы на геологоразведку и капитальные затраты. Индивидуальные условия могли оговариваться в каждом конкретном случае в рамках контракта.

Подробная карта подсолевых месторождений Бразилии.

Ст. 2, п. 6 и 7 этого закона прямо указывали, что оператором по «разведке, оценке, разработке, добыче и выводу из эксплуатации объектов разведки и добычи» мог быть только Petrobras. Кроме того, только компания «Petrobras» могла заключать соглашение о разделе производства с государством (одна или от лица консорциума с иностранными партнерами, где ее минимальная доля должна составлять не менее 30%). Фактически в этом законе термин «подрядчик» и Petrobras — синонимы.

Таким образом, частная компания, выигравшая тендер вместе с Petrobras, могла участвовать в управлении проектом только через операционный комитет. Он формировался из членов консорциума и PPSA, причем PPSA назначал его председателя и половину членов. При этом PPSA «не будет брать на себя риски и не будет нести ответственность за расходы и инвестиции, связанные с деятельностью по разведке, оценке, разработке, добыче и выводу из эксплуатации объектов разведки и добычи, вытекающих из соглашений о разделе продукции». (Закон 12,351/10, ст. 8, пар. 2).

Еще одним важным моментом является большая разница между процедурами торгов в соответствии с законами 9478/97 и 12351/10. Если в первом случае победителем конкурса становился тот, кто представлял лучшее денежное предложение, то в соответствии с законом 2010 г. — тот, кто предлагал государству наибольшую долю нефти.

Государство из контролера превратилось в экономического агента, который управляет добытыми углеводородами в интересах государственной политики. С закона 12.351/10 началось регулирование распределение получаемых от добычи и продажи нефти ресурсов, которые могли быть инвестированы только в образование и здравоохранение. Для этого в законе предусматривалось создание Социального фонда, а также были заложены основы законодательства, перераспределяющего подписные бонусы и доходы от передаваемой в рамках контрактов нефти между федеральным уровнем, бюджетами штатов и муниципалитетов. Эти нормы были уточнены в 2012 г. законом 12.734.

Уже в сентябре 2013 г., менее чем за месяц до первого аукциона, президент Дилма Русеф подписала закон 12.858. В нем устанавливалось правило, по которому 75% роялти от добычи нефти и газа должны быть инвестированы в образование, а остальные 25% — в здравоохранение.

2013 г.: первый аукцион по подсолевым месторождениям. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 14,7%

Первые права на разработку месторождений подсолевой нефти были реализованы на аукционе в октябре 2013 г. На нем был выставлен самый богатый нефтью блок — Либра, Извлекаемые запасы нефти там оценивались в 8–12 млрд баррелей.

Конкуренция не сложилась, Exxon Mobil, Chevron и British Petroleum (BP) — так и не приняли участие в торгах. Победила единственная заявка — от консорциума, состоящего из Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) и CNOOC (10%). Государство получило минимальные установленные на аукционе условия. Впрочем условия эти были такими, что государство получило немало. По соглашению о разделе продукции подписной бонус составил 6 млрд долл. (по курсу октября 2013 г.), а доля бонусной нефти, передаваемой государству, — 41,65%.

Аукцион сопровождался акциями протеста, которые носили массовый характер, были поддержаны профсоюзами, они выступали против «передачи нефти иностранцам». Дилма Руссефф даже была вынуждена подписать декрет, который разрешал использование вооруженных сил для обеспечения безопасности аукциона. Чтобы успокоить общество, она заявила, что добыча нефти на блоке Либра принесет стране от 132 млрд долл. до 308 млрд долл. (по текущему курсу) в ближайшие 35 лет.

Но основной проблемой привлечения участников аукциона стали не протесты, а высокие риски, связанные со сложностью расчета возвратности инвестиций, отсутствием практики работы нового бразильского законодательства. Никто не понимал, как будет в реальности работать PPSA, которая фактически замыкала на себя все операционное управление, инвесторов также оттолкнул феномен «единственно оператора», которым по закону назначался Petrobras. Кроме того, на момент проведения аукциона стоимость добычи подсолевой нефти все еще была довольно высока.

2016 г.: адаптация «левого» законодательства. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 43,1%

Д. Руссефф вынудили уйти в отставку в августе 2016 г., а уже 29 ноября вступил в действие закон 13.365, изменяющий нормы закона о разделе продукции 2010 г. Нередко можно встретить мнение о том, что «неолиберальные стервятники» первым делом набросились на подсолевые месторождения в угоду своим «заокеанским хозяевам», но реальность менее драматична. Закон обсуждался после первого, не вполне удачного аукциона и был внесен еще при Д. Руссефф — в феврале 2016 г. У Партии трудящихся был свой вариант закона, но в итоге президент согласилась на проект, предложенный сенатором Жозе Серра, который в итоге и стал законом 13.365.

В чем была суть изменений? Petrobras перестал быть обязательным «оператором» и синонимом «подрядчика» (то есть стороной, с которой государство заключает соглашение). Теперь любая компания или группа компаний могли победить на аукционе и добывать нефть по соглашению с государством. Фактически, это открыло возможности для работы иностранных компаний на месторождениях, в которых Petrobras не был заинтересован. Но бывший госмонополист все равно сохранил некоторые преимущества.

В измененной по закону 13.365 ст. 4 закона 12.351 от 2010 г. было определено приоритетное право Petrobras «быть оператором блоков, на которые будут заключены контракты в рамках режима разделения производства». Бразильская госкомпания получала право заявить о своем приоритетном праве в течение 30 дней после объявления CNPE о реализации блоков. По словам автора закона сенатора Жозе Серра, смысл в том, что Petrobras теперь сам может решать — входить в проект или нет.

Необходимость принятия закона объяснялась отсутствием у Petrobras возможности вступать в консорциумы с 30-процентным участием. Учитывая финансовый кризис в компании и рост его долга (во многом из-за трат на разведку подсолевых месторождений, которые денег забирали много, а доход приносить еще не начали), — это соображение выглядит очень правдоподобно. Дальнейшее обязательное участие компании просто тормозило бы разработку, а значит, государство теряло бы потенциальную прибыль.

Президент Petrobras Педру Паренти положительно воспринял изменения и отметил, что теперь компания не обязана участвовать во всех проекта, она получила возможность выбирать, и это позволит ей решить свои финансовые проблемы (сумма долга компании тогда достигала 125 млрд долл.).

Исполнительная власть тоже получила свое — последнее слово оставалось за президентом страны, который мог влиять на решение Petrobras входить в проект или нет.

2017 г.: первый аукцион подсолевой нефти при «правых». Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 43,1%

Итак, законодательство было исправлено, и в октябре 2017 г. прошли сразу два раунда аукциона по предложению подсолевых месторождений: Сул ди Гату ду Мату, Норти ди Каркара, Энторну ди Сапиньоа и Судести ди Тартаруга Верди, Пероба, Пау Бразил, Альту ди Кабу Фрио-Оэсте, Алту ди Кабу Фрио-Сентрал. Общие известные запасы извлекаемой нефти по этим блокам составляли 12 млрд баррелей (см. таблицу ниже).

По сравнению с аукционом 2013 г. сильно сократился минимальный процент нефти, получаемой государством по соглашению о разделе продукции — в среднем по всем блокам этот показатель составил всего 16,18% (на аукционе 2013 г. — 41,65%). При этом экономические характеристики месторождений только выросли. Развитие технологий позволило снизить стоимость добычи барреля до 7 долл., продуктивность подсолевых скважин оказалась на 30% выше, чем считалось ранее, на некоторых из реализуемых блоков были проведены геологические работы.

Блоки выставленные на аукцион 27 октября 2017 г. (по данным ANP)

Раунд	Блок	Провинция	Оценка запасов (млн баррелей)	Подписной бонус (долл., по курсу октября 2017 г.)	Минимальный процент бонусной нефти (%)
2	Сул ди Гату ду Мату	Сантус	203	31 млн	11,53
2	Норти ди Каркара	Сантус	2200	930 млн	22,08
2	Энторну ди Сапиньоа	Сантус	35	62 млн	10,34
2	Судести ди Тартаруга Верди	Кампус	160	31 млн	12,98
3	Пероба	Сантус	5300	620 млн	13,89
3	Пау Бразил	Сантус	4100	465 млн	14,40
3	Альту ди Кабу Фрио-Оэсте	Кампус	неизвестно	108,5 млн	22,87
3	Алту ди Кабу Фрио-Сентрал	Кампус	неизвестно	155 млн	21,38
	Всего:	11998	11998	2,4 млрд	16,18 (среднее значение)

Снижение аппетитов правительства вызвало сильнейшее противостояние и едва не привело к переносу аукциона. В ночь перед аукционом Федеральный суд штата Амазонас приостановил его проведение после иска, инициированного Партией трудящихся (от частного лица — члена профсоюза штата Амазонас). Предлогом было нарушение суверенитета страны проведением аукциона (ст. 1 конституции Бразилии). Решение пришлось срочно отменять через более высокую судебную инстанцию.

Аукцион состоялся. На второй раунд торгов записались 10 компаний, а на третий — 14. В торгах участвовали бразильские «дочки» американских Exxon и Chevron. Petrobras заранее использовал свое приоритетное право и высказал намерение стать оператором проектов с 30-процентной долей на блоках Энторну ди Сапиньоа, Пероба и Алту ди Кабу Фрио-Сентрал.

Только шесть из восьми блоков были реализованы. Подписной бонус, полученный правительством, составил 1,9 млрд долл. (по курсу октября 2017 г.). Консорциум с участием Petrobras «купил» права на разработку всех трех заявленных блоков, предложив государству 80%, 76,96% и 75,86% бонусной нефти соответственно. Shell и Total E&P сформировали консорциум и получили права на Сул ди Гату ду Мату. Они предложили государству минимальный заявленный процент бонусной нефти — 11,53%. Statoil, ExxonMobil и Petrogal получили Норти ди Каркара (67,12% бонусной нефти). Алту ди Кабу Фриу Оэсте получил консорциум «Shell», a QPI Brasil и CNOOC Petroleum с минимальной долей бонусной нефти (22,87%).

2018 г.: очередная «настройка» законодательства и самые успешные аукционы. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 55%

Перед аукционом 2018 г. в законодательство о подсолевых месторождениях в очередной раз внесли правки (закон 13.679). Они коснулись роли PPSA, которую теперь лишили контроля над «прямым или косвенным выполнением разведки, разработки и добычи нефти, природного газа и других жидких углеводородов». В то же время компания получила право «напрямую продавать нефть, газ и другие углеводороды, предпочтительно посредством аукциона». До этого она могла осуществлять торговлю только через агентов.

Четвертый аукцион блоков подсолевых месторождений состоялся в начале июня 2018 г. На нем были проданы права на работу на еще четырех блоках, на один из которых (Итаимбезинью) так и не было подано заявок. Подписные бонусы по трем оставшимся составили 850,5 млн долл. (по курсу на июнь 2018 г.). Торги по двум из трех блоков были конкурентными.

Борьба развернулась за блоки Уирапуру и Трес Мариас, в обоих случаях консорциумы во главе с Petrobras проиграли. Но компания воспользовалась своим преимущественным правом и вошла в состав победивших консорциумов.

По Уирапуру консорциум с португальской Petrogal, Equinor (бывшая Statoil) и Exxon, предложили 75,49% против 72,05% у Petrobras c Total и BP.

В торгах за Трес Мариас Petrobras в консорциуме с Total и BP проиграли консорциуму Chevron и Shell, которые предложили 49,95% против 18% бонусной нефти (минимум был установлен на уровне 8,32%).

В торгах по блоку Дойс Ирмаос победил консорциум из Petrobras (45%), Statoil и BP, предложивший государству минимальную долю бонусной нефти в 16,43%.

Таким образом, Petrobras получил долю ниже желаемой на двух блоках (по Уирапуру претендовал на 45%, по Трес Мариас — 40%), после поражения на аукционе, по закону, он мог претендовать на только на 30%.

В сентябре 2018 г., незадолго до президентских выборов в Бразилии прошел пятый аукцион подсолевых месторождений нефти. В ходе него государство получило 1,63 млрд долл. только в виде подписных бонусов. На торги выставили четыре блока, Petrobras участвовал в борьбе за два из них, но победил только в одном. Впервые были реализованы все четыре блока.

За блок Сатурну Shell и Chevron предложили 70,2% нефти — более 300% от минимальной доли. Блок Тита получили Exxon и катарский QPI, предложившие 23,49% (при минимуме в 9,53%).

BP в консорциуме с китайской CNOOC и колумбийской Ecopetrol получили блок Пау Бразиу, предложив за него 63,79% бонусной нефти (минимум — 24,82%).

На блок Судести ди Тартуга Верди получил Petrobras, который там уже работал и предложил минимальный процент бонусной нефти — 10,01%.

Эти два аукциона показали, что норма о возможности Petrobras входить в проекты размывает долю иностранных компаний в консорциумах-победителях. Им это не слишком понравилось, что «аукнулось» в 2019 г.

2019 г.: мега-аукцион Болсонару. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 61,2%

По закону 2010 г. 12.276, Petrobras получил право в течение 40 лет работать на разведанных им блоках нефтяной провинции Сантус и за это время извлечь до 5 млрд баррелей нефти (до этого момента исключительные права сохраняются). На начало 2019 г. у них получилось добыть всего 2,5% от этого количества. Ждать 40 лет правительство не хотело.

Все стороны понимали, что Petrobras надо как-то уступить свои права, тем более что геологи выяснили, что запасы нефти на переданных компании блоках составляют не 5 млрд баррелей, а как минимум 15 млрд. Никаких шансов добыть столько в одиночку у госкомпании нет, а особенно учитывая текущие долги. Но при этом они уже вложили серьезные средства в разведку и технологии для работы там.

Встал вопрос о компенсации. Денег у государства после кризиса 2014 г., который продолжается и поныне, на такие гигантские выплаты нет. Переговоры шли с 2013 г. (когда стал понятен реальный объем запасов в провинции Сантус). Petrobras долго не уступал, но коррупционный скандал Lava Jato и сильнейшее давление на компанию (и некоторых членов ее руководства) со стороны администрации избранного президента Жаира Болсонару дали плоды — Petrobras согласился уступить права на работу на переданных компании месторождениях досрочно в обмен на 8,33 млрд долл. (по текущему курсу). То есть компания сохранила права на свои 5 млрд баррелей, а добычу «излишек» с этих месторождений теперь можно было реализовать на аукционе.

Правительство представляло мега-аукцион примерно так: приходят иностранные инвесторы, платят много подписных бонусов, государство отдает деньги Petrobras (чтобы компания рассчиталась с долгами) и получает деньги в бюджет. У самой Petrobras, как выяснилось позднее, были несколько другие планы.

Блоки разведаны, запасы нефти в них высоки, и поэтому подписной бонус был установлен на очень высоком уровне — около 27 млрд долл. планировало выручить правительство за четыре блока (Атапу, Бузиус, Итапу и Сепия). Объявленные подписные бонусы для четырех зон составили соответственно 3,4 млрд долл., 17,1 млрд долл., 427,5 млн долл. и 5,7 млрд долл.

Кроме мега-аукциона (который назначили на 6 ноября) на «избыточные запасы» месторождений Petrobras, на следующий день был запланирован очередной, шестой по счету, аукцион подсолевых месторождений. На нем планировалось реализовать пять блоков.

Название блока	Подписной бонус (долл.)	Минимальный процент бонусной нефти (%)
Арам	1,2 млрд	29,96
Крузейру ду Сул	276 млн	29,52
Судесчи ди Сагитариу	120 млн	26,09
Бумеранге	132 млн	26,68
Норти ди Брава	144 млн	36,98

Предполагалось получить очень большие инвестиции, и правительство, видимо, очень старалось найти инвесторов. Президент Ж. Болсонару лично рекламировал мега-аукцион в ходе поездки в Китай и Саудовскую Аравию, отмечая, что Китай «не может остаться в стороне». И он не остался, но, вероятно, не настолько, насколько рассчитывали в Бразилии.

Сначала все шло неплохо — сразу 17 компаний заявили о своем участии, что стало рекордом. Но в итоге заявки не подал ни один независимый от Petrobras консорциум, и госкомпания взяла «свои» блоки Бузиус и Итапу, отдав за них 16,79 млрд долл. (за минусом 8,33 млрд долл., которые ему задолжало государство).

Бузиус Petrobras получил в консорциуме с китайскими CNOOC (5%) и CNODC (5%), предложив государству 23,24% бонусной нефти. В Итапу Petrobras вошел самостоятельно с 18,15% причитающейся государству бонусной нефти. В обоих случаях торги были не конкурентными, и доля государства в нефти не повысилась от минимально установленного уровня. Не сложно посчитать, что общая сумма иностранных инвестиций, привлеченная этим аукционом, составила порядка 1,7 млрд долл., которые выплатят в бюджет Бразилии китайские компании.

Шестой аукцион по реализации подсолевых месторождений, прошедший 7 ноября, дал еще худшие результаты. Консорциум Petrobras и CNODC получил блок Арам с минимальным процентом (29,96%) бонусной нефти. Еще четыре блока, выставленные на торги, — Бумеранге, Крузейру ду Сул, Судесте ди Сагитариу и Норти ди Брава — так и не были проданы. Таким образом, при подписном бонусе в 1,2 млрд долл. китайская компания заплатит 120 млн долл.

Сразу же появилось мнение, что государство просто «переложило деньги из одного кармана в другой». Кроме того, звучат опасения о том, что вместо решения долговой проблемы Petrobras сгенерировал дополнительный долг.

При этом президент Petrobras Кастелу Бранку заявил, что долг компании «не повысится ни на доллар». По его словам выплаты правительству предусмотрены в бюджете компании на третий и четвертый кварталы 2019 года.

Президент Жаир Болсонаро тоже отрицает, что правительство было разочаровано результатом аукционов: «Продано было меньше, чем ожидалось, конечно, деньги будут меньше», — признал он, отметив, что «самое важное месторождение было продано», «это успех», а «деньги нам нужны».

Что дальше?

Уже сейчас понятно, что, вероятнее всего, события будут развиваться по пути дальнейшего урезания прав Petrobras. Эта логика укладывается в курс нынешнего правительства на приватизацию госактивов (это уже коснулось и активов самого Petrobras). Аукцион на подсолевые месторождения 2020 г., скорее всего, пройдет по новым правилам. Сенатор Жозе Серра, специализирующийся на соответствующем законодательстве, уже внес новый законопроект, который предполагает отмену приоритетного права Petrobras на вхождение в проекты. Более того, он предполагает возможность введения режима концессий вместо раздела продукции в отношении подсолевых месторождений. Ранее изменения в законодательстве поддержал и президент Petrobras Роберту Кастело Бранку, который предложил использовать в отношении подсолевых месторождений возможность режима раздела производства или концессии на выбор правительства в случае с реализацией каждого отдельного блока.

Petrobras уже получил много «подсолевых» активов, а соглашения о разделе продукции позволят государству получать значительные объемы нефти от его работы на этих месторождениях. Последний мега-аукцион и вовсе можно считать успехом компании и государства Бразилия, которое в моменте, возможно, недосчиталось иностранных инвестиций, но в перспективе будет получать много нефти для продажи на рынке (блоки очень продуктивные, запасы там большие, а процент бонусной нефти был установлен вполне приличный). Произошедшее очень хорошо, на наш взгляд, описал Адриано Пирес, президент Бразильского центра инфраструктуры (Cbie): «Они уже вложили много денег в эти области, чтобы найти нефть, и не могли отдать ее другим. Месторождение Бузиос является седьмым по величине запасом нефти в мире, они там уже сейчас добывают более 400 тыс. баррелей, а через четыре или пять лет будут добывать 2 млн баррелей. Вот тогда главному акционеру Petrobras это точно понравится».

Тут, как нам кажется, стоит немного больше рассказать о том, о каких деньгах идет речь. Начнем с корпоративного уровня. За девять месяцев прошлого года Petrobras заработал на добыче нефти 35,7 млрд реалов (8,56 млрд долл. по текущему курсу). В 2008 г., до открытия подсолевых месторождений, когда нефть стоила почти в два раза дороже, компания зарабатывала на ее продаже только 31,7 млрд реалов. Как так получилось?

Подсолевые месторождения оказались очень продуктивными. Petrobras приводит такую статистику — в 1984 г. для добычи 500 тыс. баррелей в день работали 4 108 скважин, а сейчас всего 77 «подсолевых» скважин дают в день 1,5 млн баррелей. Одна скважина в провинции Сантус в среднем дает 25 тыс. баррелей в день. А самая продуктивная скважина на блоке Лула — 36 тыс. баррелей в день. В провинции Либра, разведка которой еще продолжается, ожидается еще большая продуктивность скважин.

Есть и еще одна важная тенденция, которая позволяет Petrobras не бояться влезать в гигантские долги. За пять лет стоимость добычи барреля подсолевой нефти снизилась с 9,1 долл. (нефтяной эквивалент — нефть + газ) за баррель в 2014 г. до 8,3 долл. — в 2015 г., 8 долл. — в 2016 г. и менее 7 долл. — в 2018 г., а сегодня стоимость добычи барреля на некоторых месторождениях составляет порядка 5 долл. Например, на блоке Меру (провинция Либра), где Petrobras работает в консорциуме с Total и двумя китайскими компаниями, порог безубыточности производства (с учетом капитальных инвестиций и всех отчислений) – биржевая стоимость нефти 35 долл. за баррель. В этом году стоимость нефти марки Brent колеблется в коридоре от 60 до 75 долл. за баррель.

При этом благодаря подсолевым месторождениям Бразилия начинает играть все более значимую роль на мировом рынке и сейчас мы, вероятно, находимся лишь в начале этого процесса. В этом году нефть стала основным экспортным товаром страны. Ниже приведен показательный график, подготовленный редакцией O Cafezinho на основе статистики Минэкономики Бразилии:

В 2018 г. Бразилия поставила за рубеж только сырой нефти на 25,25 млрд долл., а рост по выручке по сравнению с 2017 г. составил 51,9%. Вот довольно красноречивый график, наглядно демонстрирующий, что сейчас страна зарабатывает на поставках нефти существенно больше, чем в лучшие годы периода высоких цен:

Откуда такой рост? Бразилия стала поставлять очень много нефти в Китай. 57% нефти страна продает именно в Поднебесную, став уже пятым по объему поставщиком в КНР. Причем на китайские НПЗ поступает в основном именно легкая и чистая, подсолевая нефть.

Сегодня (данные на 2018 г.) Бразилия производит 3% нефти от общемирового объема добычи и занимает по этому показателю девятое место в мире. Это уже больше, чем Кувейт и почти столько же, сколько ОАЭ. По прогнозу McKinsey, к 2022 г. производство нефти в стране вырастет на 22%, а к 2035 г. теоретически (если продолжатся инвестиции в геологоразведку и бурение) может вырасти на 70%.

То есть уже в среднесрочной перспективе Бразилия может догнать по добыче нефти Иран и Ирак, а в случае продолжения инвестиций в новые месторождения выйти к 2030-м гг. на пятое место по добычи нефти в мире.

Стоит ли удивляться, что Саудовская Аравия, с ее полностью замкнутой на государство системой добычи и реализации углеводородов (и как следствие серьезной заботой об уровне цен на них), предложила руководству Бразилии подумать о вступлении в ОПЕК. Ж. Болсонару ответил на предложение, что ему «надо посоветоваться с экономическим блоком правительства и специалистами в энергетике». Вступление в ОПЕК может сильно ударить по Petrobras. Контракты компании с иностранными партнерами не предусматривают регулирование объемов добычи, к тому же это не всегда возможно эффективно делать на глубоководных скважинах. Кроме того, Бразилии надо захватывать «место под солнцем», а в таком сценарии страны редко идут на координацию усилий с конкурентами — стоит посмотреть хотя бы на поведение Ирана в период снятия санкций. Вероятно, Бразилия займет позицию, похожую на ту, что сейчас занимает Россия, — координация действий с ОПЕК на основе сделок, без жестких долговременных обязательств. Договариваться станет еще сложнее.