Перейти на главную страницу Карта сайта

Другие статьи номера

Отзывы о «Вестнике» (3465)
Зоны роста (3668)
Экономика Ростовской области оживится за счет промышленных и инфраструктурных проектов
Альбина Астахова  
Рычаг для подъема (3785)
С чего стоит начать модернизацию экономики на Юге России
Юрий Симионов, д.э.н., профессор кафедры экономической теории и предпринимательства РГСУ  
На чужой каравай (3347)
«Вестник экономики» составил рейтинг состоятельности глав регионов ЮФО и СКФО
Никита Логвинов  
Губернаторский круиз (3315)
За полтора месяца работы на Дону Василий Голубев посетил треть районов области
Аналог качества (17251)
В Ростовской области начинают разработку бренда донской продукции
Анатолий Дьяков, руководитель Агентства коммуникаций Анатолия Дьякова, ad@adliakov.ru  
Пятилетка в три года (3642)
Трехлетие победы сочинской заявки в Гватемале организаторы XXII зимних Олимпийских игр отметили по-стахановски
Никита Логвинов  
Кредитная осада (3719)
Таганрогский автозавод обступили банки-кредиторы
Индустриальный акцент (3336)
Ежегодно увеличивается объем инвестиций в экономику Ставропольского края
Русские закуски идут нарасхват (5063)
Консервный завод «Русский» за три года своего существования завоевал рынок от Москвы до Калининграда и Ханты-Мансийска
Вячеслав Воробьев: «Южный рынок — емкий и качественный» (3653)
Лариса Никитина  
Дороги для предпринимателей (3555)
Малый бизнес нуждается в инфраструктурной поддержке
Сергей Иванов  
Грузовое направление (3748)
Рынок коммерческого автотранспорта Юга России оживает вместе с ростом грузооборота
Сергей Семенов  
Третейское судопроизводство в здравоохранении (4489)
МОО «Врачебная палата ЮФО» реализует наиболее действенную форму рассмотрения медицинских споров
Наталья Кременчуцкая, председатель Совета МОО «Врачебная палата ЮФО», эксперт Комиссии по охране здоровья и экологии ОП РФ  
Лучше гор могут стать только горы (3599)
Через десять лет в горах Северного Кавказа должны отдыхать до 10 миллионов человек
Никита Логвинов  
Колорит напоказ (5099)
В Ростовской области намерены развивать туристическую отрасль
Елена Бакеева  
Затяжной бросок (3943)
Международные гостиничные операторы не спешат с экспансией на Юг России
Сергей Мельников  
Розница в росте (5199)
На Юге России обороты увеличиваются за счет сетевых форматов
Яна Ташева  
Опасный запас (6487)
Продажа зерна, накопленного государством, усложнит обстановку на зерновом рынке
Сергей Сурженко  

 

Смена газового вектора

№ 05 (37) (2010)
Количество просмотров: 4351
Версия для печати


Газовые и нефтяные перспективы юга России постепенно уходят из районов Предкавказья и от берегов Черного моря. Самые старые углеводородные месторождения одной шестой части суши за 150 лет эксплуатации истощены в среднем на 80%. Интересы ведущих нефтехолдингов постепенно переключаются на Каспийский шельф, где существуют не только перспективы добычи, но и перспективы сотрудничества с главными мировыми операторами.

Сомнительный интерес

Несколько лет назад планы по добыче углеводородов на Юге России были достаточно амбициозны. Но с каждым годом они становились все менее реальными. К примеру, НК «Роснефть», добывающая углеводороды на месторождениях Темрюкского и Славянского районов Краснодарского края, еще в 2005 году обещала кубанским властям инвестировать в геологоразведку и строительство в крае газоперерабатывающего завода с общей суммой инвестиций в$1 млрд. Сегодня компания практически потеряла интерес к этому проекту, сосредоточившись на более перспективных с точки зрения запасов и легкости добычи Ванкорском месторождении в Восточной Сибири. При этом добыча газа компании в регионе неуклонно падает. К примеру, в 2008 году «Краснодарнефтегаз» добыл 3,018 млрд кубометров, а в 2009 году — 2,930 млрд кубометров. «Ставропольнефтегаз» в 2007 году добыл 93 млн кубометров, в 2008-м — 81 млн, в 2009-м — 75 млн. Падение добычи во входящих в нефтехолдинг «Грознефтегаз» и «Дагнефтегаз» также заметно.

Одно время речь шла о значительных перспективах добычи углеводородов на шельфе Черного и Азовского морей. У «Роснефти», например, были свои интересы по разработке ряда месторождений на Вале Шатского в районе Туапсинского прогиба, где прогнозные ресурсы блока оценивались в 630 млн тонн условного топлива. Предполагалось, что в 2010-2011 годах «Роснефть» начнет оценочное бурение на Вале Шатского и даже привлечет к работам иностранных партнеров, среди которых назывались такие ведущие мировые операторы, как англо-голландская Shell и американская ConocoPhillips.

Кроме этого, «Роснефть», через дочернюю компанию «Приазовнефть» (создана совместно с НК «ЛУКОЙЛ» и администрацией Краснодарского края) планировала еще год назад начать разведочное бурение с платформы в Азовском море в районе структуры «Новая». По данным эксперта ИК «Велес-Капитал» Дмитрия ЛЮТЯГИНА, общие запасы Азовского шельфа оцениваются в 1,5 трлн т условного топлива, а лицензионного участка «Приазовнефти» — в 30 млн т черного золота. Однако, по его мнению, неглубокое залегание нефти на шельфе (порядка 3,5-3,6 км) делает ее слишком сернистой, схожей с татарской и не очень востребованной на рынке.

В настоящее время все эти проекты отложены в долгий ящик в первую очередь из-за мирового экономического кризиса, что делает трудноизвлекаемые углеводороды менее актуальными. К тому же государственный нефтехолдинг подключился к реализации явно политических проектов в сфере ТЭК — строительству нефтеперерабатывающего завода в Грозном (29 млрд рублей), а также разведке и добыче углеводородов в Абхазии на Черноморском шельфе в районе Очамчиры, предварительные запасы которых оцениваются от 200 до 500 млн тонн условного топлива. Вероятнее всего, именно туда и уйдут средства, которые нефтехолдинг мог бы затратить на добычу нефти и газа на родном шельфе.

Калмыцкий проект

Зато газовые перспективы Каспия растут с каждым годом. При этом в очередь на добычу выстроились не только почти все отечественные операторы, но и многие иностранные, которым закон запрещает в одиночку заниматься разработкой недр, но они вполне могут заниматься добычей в кооперации с российскими компаниями.

Уже несколько лет калмыцкие недра обихаживает транснациональный гигант Royal Dutch Shell, обещающий добывать углеводороды там, где российские компании не рискуют начать — на больших глубинах.

Менеджмент транснационала попытался привлечь к сотрудничеству «Татнефть», пытающуюся разрабатывать недра в пределах Кануковско-Сарпинского, Смушковско-Красно-Худукского и Доланско-Эрдниевского лицензионных участков Калмыкии, расположенных на большой глубине (до 6,1 км).

Отсутствие должного опыта эксплуатации сверхглубоких скважин «Татнефтью» может быть компенсировано привлечением мощного инвестора. В качестве такового и может выступить международная корпорация Royal Dutch Shell, которая как раз специализируется на «трудных» углеводородах. Несколько лет назад ее руководство подписало рамочное соглашение с властями республики на геологическое изучение недр Калмыкии с последующей разработкой трудноизвлекаемых месторождений углеводородного сырья. Если бы стороны нашли общий язык, то добыча «глубокого» газа на новом месторождении могла бы стать взаимовыгодным вариантом.

Однако еще до официального объявления об открытии месторождения на Кануковско-Сарпинском участке руководство корпорации выступило против сотрудничества с ВИНКом (вертикально интегрированной нефтяной компанией).

Дело в том, что «Татнефть» пыталась договориться о стратегическом партнерстве с Royal Dutch Shell при предполагаемом освоении битумных месторождений на территории Татарстана (себестоимость синтетической нефти, которая вырабатывается из природных битумов, в два-три раза выше обычной). В сентябре 2007 года руководство корпорации высказывало намерение стать таким партнером. Более того, в 2008 году председатель концерна в России Крис ФИНЛЕЙСОН заявил о том, что разработка технико-экономического обоснования проекта закончена и идет согласование юридических и экономических вопросов. Он назвал первоначальный объем инвестиций — около $100-200 млн и предположил, что совместное предприятие «Татнефти» и Shell будет создано на паритетных условиях. Однако именно на этом этапе стороны и не смогли договориться.

Кстати, вскоре после корпорации отказ от совместных действий последовал и от другого гиганта — нефтяной компании Chevron, вообще посчитавшей проект низкорентабельным. Зато уже летом было объявлено, что проектом заинтересовалась канадская компания CTI.

«На Ашальчинском месторождении природных битумов «Татнефть» начала эксплуатацию буровой установки «Кремко-2000М» с наклонной мачтой, которая изготовлена канадской National Oilwell, — рассказал ведущий аналитик ИК «Церих кэпитал менеджмент» Олег ДУШИН. — В мире построено всего 18 подобных установок, причем такого класса — всего пять. Из них четыре работают в Канаде. Отсюда следует, что «Татнефти» необходим прежде всего канадский опыт. В дальнейшем все горизонтальные скважины на месторождениях сверхвязких битуминозных нефтей планируется бурить с помощью подобного бурового оборудования. Кроме того, сотрудничество с CTI объясняется, видимо, тем, что ей более удобно работать по добыче битумной нефти с менее крупными, но более специализированными компаниями, нежели Shell и Chevron. Это дает возможность «Татнефти» быть более весомой в партнерстве и целеориентированной».

Однако руководство Royal Dutch Shell пока также не сдается и вскоре после объявления об открытии месторождения уже заявило о том, что в текущем году она намерена принять участие в аукционах на новые нефтегазовые участки в Калмыкии (в августе прошлого года корпорация и Правительство Калмыкии подписали рамочное соглашение о сотрудничестве в освоении республиканских ресурсов). При этом Крис Финлейсон уже не был столь категоричен и заявил, что корпорация не отказывается от сотрудничества с «Татнефтью», а лишь в 2009 году «отложила вопрос о создании СП по разработке месторождения тяжелой нефти».

Выход на транснационалов

Одним из главных перспективных газовых добытчиков на Каспии в последние годы зарекомендовала себя НК «ЛУКОЙЛ», сумевшая не только занять важные участки на шельфе, но и найти общий язык с международными операторами. Не так давно французские компании Total и GDF Suez приобрели доли в разработке одного из крупнейших на Северном Каспии углеводородных месторождений — Хвалынского, в проекте освоения которого половина принадлежит НК «ЛУКОЙЛ». Параллельно норвежская ассоциация INTSOK предполагает поучаствовать в разработке месторождения имени Филановского. Предполагается, что с приходом иностранных инвесторов с их финансами и технологиями добычи сроки ввода месторождений в эксплуатацию могут быть существенно сокращены.

В ходе прошлогоднего октябрьского визита президента Франции Николя Саркози в Казахстан два крупнейших мировых оператора нефтегазового рынка — французские компании Total и GDF Suez — подписали соглашение о совместной разработке Хвалынского месторождения в северной части Каспийского моря (основная часть — в 100120 км южнее побережья Астраханской области), лицензия на которую имеется у созданной на паритетной основе российской НК «ЛУКОЙЛ» и казахской ННК KazMunaigaz (назначена уполномоченной казахстанской организацией по разведке и разработке углеводородных ресурсов месторождения) компании ООО «Каспийская нефтегазовая компания». По утверждению генерального директора Total Кристофера де МАРЖЕРИ, новые владельцы получат, соответственно, 17 и 8% в проекте. Казахская сторона выручит порядка 1 млрд долларов за продажу акций, оставив себе оставшиеся 25%.

Всего в ходе визита Николя Саркози заключено соглашений на общую сумму 6 млрд долларов, крупнейшим из которых стало участие французов в каспийском проекте. Проект считается крайне перспективным. Открытое в 2002 году Хвалынское месторождение располагает запасами газа в 322,3 млрд кубометров, извлекаемыми запасами конденсата — 11,1 млн тонн (геологические — 23,9 млн тонн), извлекаемыми запасами нефти — 36,3 млн тонн (геологические — 241,9 млн тонн). Как сообщили «Вестнику» в ЛУКОЙЛе, разработка Хвалынского месторождения должна начаться после выхода холдинга на добычу на двух других участках — имени Юрия Корчагина, которое состоялось в марте 2010 года, и Владимира Филановского — выход на него не ранее 2016 года. Ожидалось, что объем добычи на Хвалынском составит порядка 8-9 млрд кубометров в год.

Участие французов в разработке Хвалынского месторождения выгодно обеим сторонам. У Казахстана более мягкое инвестиционное законодательство, но отсутствуют необходимые средства для столь дорогостоящего проекта. ЛУКОЙЛу же также выгодно сотрудничество с французами. Во-первых, именно у Total нефтехолдинг недавно приобрел НПЗ в голландском Флиссингене (то есть добрые контакты уже есть), во-вторых, современные технологии и более дешевое финансирование лишь подстегнет реализацию проекта, в-третьих, газ с Хвалынского месторождения предполагается направлять по трубопроводу на строящийся в Буденновске газохимический комбинат. И, скорее всего, сырье, добытое в казахской части месторождения, пойдет по лукойловской инфраструктуре.

В октябре 2009 года оживились иностранные инвесторы и в отношении разработки других каспийских месторождений российского шельфа. Руководство норвежской ассоциации нефтегазопро-изводителей INTSOK (Norwegian Oil and Gas Partners, объединяет 181 предприятие) объявило о заинтересованности в участии в проекте добычи углеводородов на месторождении имени Владимира Фила-новского. Региональный управляющий INTSOK в России Владимир РЯШИН пояснил: «Россия стоит перед созданием промышленности, обслуживающей шельфовые проекты добычи углеводородов. Но поскольку в стране нет сегодня современных производств, инновационных технологий, а основные фонды судостроения находятся в изношенном состоянии, России есть смысл взять то, к чему Норвегия пришла еще 40 лет назад, начав осваивать собственный шельф, перенять многолетний опыт зарубежных судостроителей. Сегодня в мире совсем иная индустрия. Все идет к тому, чтобы не строить собственный законченный цикл, а размещать заказы там, где это выгодно при соотношении «цена — качество» и где есть наработанный опыт строительства буровых платформ по современной архитектуре судостроения».

INTSOK надеется на сотрудничество с ЛУКОЙЛом и группой «Каспийская энергия», которая строила для нефтяников буровые платформы под разработку месторождения имени Юрия Корчагина, первая нефть с которого ожидается в марте 2010 года. Следующим «выходом на шельф» должна стать разработка самого большого на Каспии месторождения Филановского (извлекаемые запасы более 170 млн тонн нефтяного эквивалента), на строительство платформ которого и рассчитывают норвежцы.

По информации представителей министерства промышленности Астраханской области, в ближайшее время нефтяным компаниям, работающим на шельфе российского сектора Каспия, потребуется строительство 5 буровых установок и 24 платформ. По расчетам специалистов, рынок офшорного судостроения Каспийского бассейна на период до 2030 года оценивается экспертами в$80-100 млрд.

Предполагается, что на сегодняшний день норвежцам гораздо реальнее участвовать в шельфовых проектах на Каспии, чем пытаться втиснуться в освоение, к примеру, сахалинского шельфа или Штокмановского месторождения. Бороться там с государственными компаниями иностранцам практически нереально, а на Каспии негосударственному ЛУКОЙЛу в одиночку, без современных технологий, сложно будет поднимать столь дорогостоящие проекты. Поэтому за последние несколько лет в регионе побывали чуть ли не все ведущие мировые нефтедобывающие операторы — Total, GDF Suez, ВР, Shell, Lundin Petroleum АВ, Gunvor и др.

Старший аналитик Альфа-банка Ширвани АБДУЛЛАЕВ заметил: «У западных компаний вечная проблема — поиск возобновляемых ресурсов. В России им сложно работать, с одной стороны, из-за нашего законодательства, которое все крупные месторождения объявило стратегическими и не подпускает иностранцев, с другой — последние годы в связи с высокими ценами на нефть отечественные компании уверовали в свое всемогущество. Думали, что сами все смогут и обойдутся без иностранцев. Поэтому французы сегодня заходят со стороны Казахстана».

Ожидается, что в следующем году должно быть подписано соглашение о разделе продукции (СРП) между Россией и Казахстаном еще по одной северокаспийской структуре «Центральная», расположенной в акватории Каспийского моря в 150 км восточнее Махачкалы. Право пользования его недрами принадлежит ООО «Центркаспнефтегаз» (совместная компания «Газпрома» и ЛУКОЙЛа). Не исключено, что успешное сотрудничество в освоении Хвалынско-го и Филановского месторождений позволит иностранцам принять участие и в разработке «Центральной».

«Газпром» спустили на землю

Однако на сегодняшний день главным газодобывающим игроком на каспийском поле остается государственный «Газпром». Отечественный гигант не только давно освоился в Прикаспии, где успешно работает его компания «Газпром добыча Астрахань», но и прибрал к рукам (через свой Газпромбанк) 75% акций ОАО «Астраханская нефтегазовая компания» (АНГК), имеющего лицензию на правобережную часть Астраханского нефтегазоконденсатного месторождения.

АНГК владеет лицензией на разведку и добычу на правобережной части месторождения площадью до 655 кв. км до 2024 года, но активная добыча на ней не ведется. Его запасы оцениваются в 220 млрд кубометров газа и около 20 млн тонн нефти по категории А, В, С-1.

Финансовый кризис серьезно повлиял на развитие компании, которая начала переходить из рук в руки. Сначала 75-процентный пакет принадлежал администрации Астраханской области, которая намеревалась строить завод по глубокой переработке углеводородного сырья мощностью 6 млрд кубометров газа в год. Однако его стоимость более чем в$1,2 млрд оказалась неподъемна для местных властей, и пакет был приобретен структурой украинского бизнесмена, совладельца RosUkrEnergo Дмитрия Фирташа, который в 2006 году стал председателем совета директоров АНГК. Который, впрочем, вскоре вернул его прежнему собственнику, также испытывая затруднения с финансированием проекта.

В ноябре прошлого года пакет купил Газпромбанк, включив правобережье в сферу интересов газового холдинга, который через свое ООО «Газпром добыча Астрахань» владеет и левобережной частью АНГКМ с куда более крупными запасами — 2,582 трлн кубометров газа по категории А, В, С-1.

При этом Газпромбанк с привлечением ВНИИГАЗа и специалистов таких крупных компаний, как Shell, Total, SNC-Lavalin, начал готовить технико-экономическое обоснование разработки этого месторождения, освоение которого затруднено высоким содержанием сероводорода. Как пояснили в Роснедрах, одним из основных способов разработки может быть добыча газа с обратной закачкой серы в пласт. Такой способ применяется в том случае, если цены на серу находятся на низком уровне. Возможно, сера будет частично направляться на выработку электроэнергии. Привлечение банком иностранных партнеров объясняется необходимостью ускорения освоения данного месторождения, чтобы не лишиться лицензии.

Однако иностранцев не особо привлек вариант добычи на не самом крупном в Европейской части России месторождении. К примеру, у Total, которая ранее активно участвовала в обсуждении проекта, в последнее время возникла необходимость более активного участия в Харьягинском проекте, поэтому ее команда переключилась на него.

Очевидно, поэтому с 26 января 2009 года Роснедра досрочно отозвали лицензию АНГК на эту часть месторождения, отправив ее в Росгеолфонд. Официальной причиной значились «нарушения недропользователем условий пользования лицензией».

Очевидно, Газпромбанк нашел нужные аргументы для агентства, ибо в конце сентября Роснедра вернули лицензию АНГК. Генеральный директор АНГК Владимир АНИКЕЕВ в беседе с «Вестником» воздержался от прогнозов относительно дальнейших действий компании, сославшись на то, что собственники пока не определились с планом освоения месторождения.

Согласно оценкам специалистов института ВНИИГАЗ, выполнявших технико-экономическую оценку доразведки и разработки правобережной части АНГКМ, для налаживания нормальной работы на нем необходимо строить добывающий и перерабатывающий комплекс мощностью 6 млрд кубометров газа в год, который будет включать в себя промысел, где при добыче газа будет использована энергия пласта с выработкой 1,5 МВт электроэнергии; газоперерабатывающий завод по очистке газа от сернистых соединений с получением сырья этана; завода по выработке полиэтилена; газовой электростанции мощностью 15 МВт; установки по сжижению природного газа; комплекса природоохранных объектов и объектов инфраструктуры.

По разработанному ВНИИГАЗом плану, освоение месторождения должно вестись поэтапно с наращиванием мощностей с 1,5 до 6 млрд кубометров в течение 5 лет.

На первом этапе предстоит пробурить две эксплуатационные скважины, начать строительство первого газоперерабатывающего модуля и первой очереди завода сжиженного природного газа (проектной мощностью 1 млн тонн в год). Это потребует инвестиций на уровне$576 млн.

На втором этапе необходимо будет наращивать бурение параллельно с увеличением перерабатывающих мощностей, доведя их до 2,25 млрд кубометров на третий год работы и до 6 — на пятый. Сумма вложений на этом этапе —$608 млн. По территории лицензионного участка проложены нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума «Казахстан — Новороссийск» и магистральный газопровод «Макат — Северный Кавказ».

«Очень сомневаюсь, что правый берег будут разрабатывать без непосредственного участия «Газпрома», — считает аналитик ИК «ФИНАМ» Александр ЕРЕМИН. — В прошлом году «Газпром» деконсолидировал Газпромбанк. Скорее всего, Газпромбанк может продать АНГК или ее лицензии «Газпрому» (тому же ООО «Газпром добыча Астрахань»). Начало разработки правого берега может начаться, скорее всего, через год-два. «Газпром» существенно сократил свою программу капиталовложений из-за кризиса. Особенно урезано финансирование низкорентабельных и сложноразрабатываемых проектов, коим является правый берег».

В любом случае уже понятно, что в ближайшее десятилетие усилия ведущих нефтехолдингов России на юге России будут переключаться с Азово-Черноморского на Каспийский шельф, где существуют не только перспективы добычи, но и перспективы сотрудничества с главными мировыми операторами. С привлечением их денег и их технологий.


Автор: Oлег Краснов