За доступ к "Хунин-6" российские нефтяники заплатят $1 млрд

Российские компании, участвующие в нефтедобывающем проекте "Хунин-6" в Венесуэле, сроки разработки которого еще не определены, уже заплатили стране бонус за вхождение в него в размере $1 млрд. По неофициальным данным, Венесуэла просила на $500 млн больше, но компаниям удалось сбить цену. Эксперты считают, что входной билет на рынок Венесуэлы и так слишком дорог, особенно с учетом программы вложения еще $30 млрд. Зато российские компании получат не просто сервисный подряд, как во многих других странах, а прямой доступ к ресурсам.
Вчера министр энергетики Венесуэлы Рафаэль Рамирес сообщил, что российский Национальный нефтяной консорциум (ННК) заплатил Венесуэле $1 млрд за право разработки блока "Хунин-6" в бассейне реки Ориноко. "Российские компании заплатили бонус в $1 млрд за участие. Мы инвестируем $20 млрд в разработку блока и строительство установки подготовки нефти",— передает его слова агентство Bloomberg. На прошлой неделе вице-премьер Игорь Сечин назвал стоимость разработки на уровне $30 млрд за 25 лет. Источник "Ъ", знакомый с ходом переговоров, отмечает, что венесуэльская сторона настаивала на бонусе в $1,5 млрд за вход России в проект, однако затем стороны договорились о "скидке".
Запасы блока "Хунин-6" площадью 447,7 квадратных километра составляют 5,16 млрд тонн нефти, геологические ресурсы оцениваются в 8,83 млрд тонн. Блок будет осваивать совместное предприятие ННК и венесуэльской Petroleos de Venezuela (PDVSA). В консорциум входят "Газпром", ЛУКОЙЛ, "Роснефть", "Сургутнефтегаз" и ТНК-ВР, которым принадлежит по 20% ННК. Меморандум о создании СП Россия и Венесуэла подписали 10 сентября 2009 года. По венесуэльскому законодательству в СП по разработке недр страны государственной PDVSA должно принадлежать не менее 60%.
СП должно быть создано до конца года, но сроки начала его работы станут предметом обсуждения. По оценкам PDSVA, добыча нефти на "Хунин-6" может достигнуть 450 тыс. баррелей в сутки, причем уже на стартовом этапе она может составить 200 тыс. баррелей в сутки (около 10 млн тонн в год). Однако разработка блока осложняется высокой вязкостью нефти. Для ее переработки требуется строительство апгрейдеров — заводов по улучшению характеристик добытой нефти до товарных. Строительство одной такой установки стоит, по разным оценкам, $6-6,5 млрд.
Доступ к ресурсам по-прежнему остается дорогим, несмотря на кризис, отмечает Валерий Нестеров из "Тройки Диалог". Он напоминает, что, соревнуясь за ресурсы Ирака, международные нефтяные компании проявили готовность платить по $100-150 млн за каждый контракт, который, по сути, является сервисным. Но зато в Венесуэле компании получат долю в добыче, добавляет аналитик. В дальнейшем опыт по разработке месторождений тяжелой нефти пригодится нефтекомпаниям в России, уверен эксперт. По словам господина Нестерова, около 5 млрд тонн подобного сырья залегает в Ямало-Ненецком АО, около 2,5 млрд тонн — в Татарии, по 1,5 млрд тонн — в Коми и Ненецком АО. Главный риск, который остается в венесуэльском проекте,— подтверждение геологических запасов, отмечает Денис Борисов из ИК "Солид". Ведь, по статистике, коэффициент перевода геологических запасов в извлекаемые может колебаться в пределах 5-35%.