КАЗАХСТАН, АЗЕРБАЙДЖАН, ТУРКМЕНИСТАН, РОССИЯ, ИРАН - 2000-2025 ГОДЫ
Аналитическая группа Caspian Energy
В этом году завершаются первые 5 лет XXI века. Этот период был обозначен непрерывным ростом цен на мировых нефтяных рынках, что, безусловно, наложило отпечаток на всю мировую экономику.
Ведущие импортеры определились с источниками поставок для себя на ближайшие десятилетия, а экспортеры, как крупные, так и независимые более-менее определились с крупными проектами, способными интенсифицировать торговые отношения в будущем.
Элементы этих изменений отчетливо видны на отдельных секторах рынка и нефтегазодобывающих регионах. К примеру, налаживается транспортировка сырой нефти из Каспийского моря в Средиземное, что касается газа, его экспорт планируется в скором времени из Каспия в западном направлении. Планируется также строительство трубопровода большой протяженностью из России и Казахстана в Японию и Китай. Трубопроводы из Канады в США, предназначенные для экспорта углеводородов, служат дальнейшему росту производства нефтеносного песка Альберты.
В целом за пять лет потребление нефти в мире выросло на 7,5%. Лидером роста стал растущий Азиатско-Тихоокеанский регион. Нефтяной рынок Европы и стран СНГ по темпам роста отстает и от рынка Азиатско-Тихоокеанского региона, и от рынка Северной Америки.
Промышленно развитые страны за пять лет обеспечили 29% прироста потребления нефти.
Лидером по росту потребления среди развитых стран являются США, тогда как Япония, Германия и Италия сократили потребление нефти. По сути, в Европе рост потребления нефти обеспечивали Испания, Австрия, Польша и Голландия. Только Китай, который за пять лет увеличил потребление нефти на 94 млн. т в год, обеспечил 31% роста потребления нефти в мире.
Добыча нефти в мире с 2000 г. по 2004 г. выросла на 7,1%, то есть ее рост, заметим, был ниже роста потребления нефти. В 2001-2002 гг. потребление нефти увеличивалось незначительно, и ОПЕК снижала добычу нефти для сохранения ценовой ситуации на рынке.
С 2003 г. добывающие страны фактически сняли ограничения на добычу и экспорт нефти для того, чтобы удовлетворить быстро растущий спрос на нее. Рост добычи нефти в России, Саудовской Аравии и ряде других стран был частично компенсирован падением добычи в Северном море, США, Венесуэле, Ираке и в Индонезии, которое было вызвано в первую очередь политическими, подчас военно-политическими и технологическими причинами.
Прогнозы на 2001-2025 гг.
Стабилизация политической обстановки в ряде стран ОПЕК позволит увеличить добычу примерно на 73 млн. т в год. В какой-то мере это компенсирует падение добычи в США и других странах, где оно обусловлено технологическими причинами. Однако для удовлетворения растущего спроса на нефть на мировом рынке необходим рост экспорта нефти из других стран, в том числе из региона Каспийского моря.
Таким образом, нефтяная торговля развитых стран резко увеличивает спрос, что вызывает рост экспорта, который контролируется ОПЕК.
Что касается природного газа, то особого внимания на наш взгляд заслуживает быстрый рост торговли СПГ, а также ее перспективы.
Структуры потока нефтегазовой продукции подвергаются изменению в различных местах в основном на рынках Атлантики и Восточной части Суэцкого канала. Согласно прогнозным данным EIA объем роста нефтяной торговли ОПЕК и Персидского залива в будущем будет зависеть от развивающихся стран.
К 2025 году объем потока нефти из стран-производителей ОПЕК увеличится. Следовательно, увеличится и транспортировка нефти в развивающиеся страны. (Таблица 1). В период 2001-2025 гг. эта цифра составит более чем 18 млн. барр. в сутки. Три четверти из этой суммы придется на страны Азии.
Только один Китай в состоянии импортировать к 2025 году приблизительно 6.6 млн. барр. в сутки, который могли бы обеспечить производители Персидского залива, говорится в отчете EIA.
Импорт нефти Северной Америки из Персидского залива в период 2001-2025 гг. увеличится вдвое, это на 50% больше импорта в конце прогнозируемого периода, чем из источников Атлантического бассейна.
Администрация предполагает, что основное увеличение импорта нефти-сырца Северной Америки придется на счет производителей Венесуэлы, Бразилии, Колумбии и Мексики, а в дальнейшем Нигерии, Анголы и других Западно-Африканских стран. Немалое количество будет импортировано в Северную Америку из Карибского бассейна. Нефтяной импорт Западной Европы будет неуклонно расти, тогда как наблюдается снижение добычи на Северном море. Взамен регион сможет получать растущий объем нефти из Каспийского моря.
Справка: объем добычи нефти на континентальном шельфе Норвегии за первые 7 месяцев 2005 г. сократился на 11,2% по сравнению с аналогичным прошлогодним периодом, а добыча газа увеличилась на 5,1%. Такие данные приводит нефтяной директорат Норвегии.
Норвегия является третьим в мире экспортером нефти и газа после Саудовской Аравии и России, добывая ежедневно на континентальном шельфе 3,2 млн. баррелей нефтяного эквивалента.
Каспийский регион с его огромным ресурсным потенциалом с недавних пор занял прочное место в мировом торговом обороте углеводородным сырьем. И началось это после того, как были решены все вопросы, связанные со строительством трубопроводов - иностранные нефтяные компании (ИНК) и правительства прикаспийских стран приступили к прокачке нефти на европейские рынки. В настоящее время несколько проектов находятся на стадии разработки.
После несколько разочаровывающего разведочного бурения в юго-западной части Каспия стало известно, что только несколько мега-проектов обеспечат основной поток новой нефти из каспийского региона. Парадокс Каспия в том, что, несмотря на "сухие" скважины, он продолжает скрывать огромные ресурсы, но на спорных территориях, куда ни осмелится придти ни один крупный инвестор
Казахстан: на пике развития
Казахстан - государство, располагающее огромными резервами, подтвержденными еще во времена бывшего СССР, только один может представить весь потенциал Каспийского моря.
Месторождение Кашаган в 1999 году, стало крупнейшим открытием за последние 30 лет в мире.
Основной проект компании "Тенгизшевройл" (ТШО) в каспийском регионе на суше предусматривает разработку месторождения "Тенгиз", чьи извлекаемый запасы были оценены консорциумом в 7-9 млрд. баррелей.
Пуск второй очереди и нагнетание высокосернистого газа стоимостью в $3 млрд., был завершен в январе 2003 г.
К концу 2004 добыча на месторождении выросла до 270.000 барр. в сутки. Есть основания полагать, что добыча к концу десятилетия достигнет 750.000 барр. сут., а при приемлемых экономических условиях добыча может превысить отметку 1 млн. барр. сут. к 2012 году.
Разработка газоконденсатного месторождения Карачаганак, расположенного на границе России и Казахстана, является одним из ключевых проектов для Казахстана. Возглавляемый компанией BG Group, BG Karachaganak Operating BV (КРО), на первоначальных этапах разработки месторождения сфокусировался на добыче жидких углеводородов.
Строительство трубопровода Тенгиз-Новороссийск завершилось в 2003 году, что позволило консорциуму осуществить транспортировку добываемого конденсата на экспорт. Однако, несмотря на это, проблема загрязнения, с которой столкнулся КРО, заставила отложить экспорт продукции через КТК до середины 2004 года.
Сегодня КРО добывает 100.000 барр. в сут. конденсата с дальнейшим увеличением до 140.000 барр. сут. Экспорт конденсата с месторождения Карачаганак может быть перенаправлен в Китай, как только завершится строительство нефтепровода Атасу - Алашанькоу.
Проект Кашаган является для Казахстана первым и главным нефтяным месторождением на море, который находится на стадии разработки, а его огромные подтвержденные запасы в 38 млрд. баррелей, включая 7-9 млрд. извлекаемых запасов, усиливают интерес ИНК к оффшорным программам разработки. Проект разработки этого месторождения, играющий немаловажную роль как для экономики Казахстана, так и для мирового рынка, задерживается по ряду вопросов, касающихся планов его разработки между правительством и консорциумом Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co. (Agip KCO).
Главный план начала добычи в 2005 году не был выполнен оператором, что заставило правительство потребовать компенсации у Agip KCO, возглавляемого итальянским концерном ENI. Новый план добычи предусматривает получение первой нефти в 2007-2008 гг в объеме 75.000 барр. в сутки, быстрый рост до 450.000 бар. в сутки предвидится к 2010 году, затем добыча возрастет до 900.000 барр. в сутки к 2013 г и наконец объем добычи к 2016 г. составит 1.2 млн. барр. в сутки.
Недавно компания КазМунайГаз приобрела 8.33% доли BG заняв тем самым ключевые позиции в проекте Кашаган.
Компании-партнеры по СРП по Северному Каспию: ENI 18,52%; НК КазМунайГаз 8,33%; ExxonMobil Kazakhstan Inc. 18,52%; Shell Kazakhstan Development B.V. 18,52%; Total Kazakhstan 18,52%; ConocoPhillips 9,26%; Inpex North Caspian Ltd. 8,33%.
Многие нефтяные проекты в казахстанском секторе Каспийского моря находятся на ранней стадии развития и переговоры по таким месторождениям как Исатаи, Жемчужина и Жамбыл еще продолжаются.
В дополнении можно отметить, что Россия и Казахстан пришли к общему соглашению о совместной разработке месторождения Курмангазы с запасами 7.33 млрд. барр. в казахстанском секторе, какая-то часть структуры попадает на российско-казахстанскую границу. Однако консорциум пока не сформирован. КазМунайГаз выражает желание подключить французскую компанию Total в роли оператора проекта.
Таким образом, Казахстан рассчитывает утроить к 2015 году свой нынешний показатель добычи в 1.2 млн. бар. в сутки.
Азербайджан: бум, стабильный рост
После нескольких буровых неудач в азербайджанском секторе Каспийского моря некоторые международные нефтяные компании покинули регион. Несмотря на это, правительство Азербайджана продолжает поддерживать добычу на офшорных месторождениях.
Азербайджанская Международная Операционная Компания (АМОК) в 1994 году подписала 30 летний "контракт века" на сумму $8 млрд. первая добыча нефти по нему началась в 1997 году, но 2005 году стал поворотным для проекта.
С запуском трубопровода БТД в 2005 году (экспорт из порта Джейхан ожидается в течение четвертого квартала) АМОК продолжит добычу на структуре, которая остановилась в конце 2004 года на отметке 130.000 барр. в сутки.
АМОК, начавшая добычу на месторождении Центральный Азери в феврале 2005 года, уже в марте нарастила добычу примерно до 165.000 барр. в сутки. В 2005 году ожидается увеличить добычу до 220.000 бар. в сутки.
Что касается разработки месторождения Западного Азери, она по графику будет выполняться в 2006 году. АМОК планирует увеличить добычу до 424.000 барр. нефти в сутки.
Затем за счет первой нефти с месторождения Восточный Азери в 2007 году объем добычи будет увеличен на 745.000 бар. в сутки. Кульминационная фаза проекта АЧГ состоит из разработки глубоководной части месторождения Гюнешли, которая будет осуществлена в 2008 году. И с начала разработки этого месторождения ожидания АМОК касательно достижения добычи нефти в 2008 году 1 млн. барр. в сутки будут позади, потому что этот уровень составит 1.046 млн. барр./сут.
В планы АМОК за весь период действия "контракта века" входит добыча нефти с месторождений АЧГ в объеме 5.4 млрд. баррелей. Добыча нефти на месторождениях АЧГ в следующем десятилетии будет сокращаться до 800.000 бар. в сутки, к 2020 году останется на уровне между 250.000 и 300.000 бар/ сут. Нефтяной бум в Азербайджане наступил, для его поддержания нужны новые проекты, на которые Азербайджан может рассчитывать в случае решения проблемы статуса Каспия как продолжение уже действующих договоренностей между Азербайджаном, Казахстаном и Россией.
Если этот вопрос решится, можно надеяться на открытие еще как минимум двух мега-структур в азербайджанском секторе - "Кяпаз" (не менее 4-5 млрд. барр. извлекаемых запасов), структура Араз-Алов-Шарг резервом в 6.6 млрд. барр, что сыграло бы важную роль и стало бы главным бумом в нефтяной промышленности Азербайджана XXI века.
Туркменистан: вовремя замороженный
За прошедшую 14-тилетнюю независимость Туркменистан занял отличную от бывших советских прикаспийских стран позицию по привлечению иностранных инвестиций.
Не только потому, что нефтяных резервов в туркменском секторе Каспийского моря значительно меньше, чем в Азербайджане и Казахстане, но и в связи с тем, что страна проделала большую работу по не привлечению иностранных инвестиций, пишет Oil & Gas Journal.
Республика Центральной Азии унаследовала от советского периода бюрократический режим, а во время правления Президента Сапармурата Ниязова (также известный как "Туркменбаши" или "Отец всех Туркмен") инвестиционный климат стал ухудшаться.
С.Ниязов назначенный на должность президента на всю жизнь в 1999 году со стороны туркменской законодательной власти, показал удачную комбинацию непредсказуемых политических решений и микроуправления экономикой, стимулировал широкий непредсказуемый инвестиционный климат, постоянно и регулярно меняя административные условия.
Только немногие компании были удостоены чести после долгих упорных работ занять свою маленькую нишу в этой Каспийской стране. Dragon Oil - компания базирующаяся в Объединенных Арабских Эмиратах работает на контрактном участке Челекен, находящемся на береговой линии, где компании удалось нарастить добычу более чем на 20 000 бар./ сут.
Малайзийская государственная нефтяная компания Petronas проводит буровые работы на месторождении Махтумкули-3А (также известное как Восточное Ливаново) намерена получив положительные результаты начать добычу в конце 2005 года. Помимо этого Британская компания Burren Energy в настоящее время продолжает добычу нефти из оншорного месторождения Бурун согласно СРП Небит Даг Туркменистан.
Несмотря на своеобразный инвестиционный климат, иностранные инвестиции в нефтяной сектор страны растут, но в основном со стороны российских компаний, а также такими известными компаниями как Maersk oil (Дания) и малоизвестными западными компаниями как, например, Burren Hill Energy (Канада).
Консорциум Российских компаний в составе Зарубежнефть, Роснефть и Итера, ведут переговоры относительно создания консорциума Зарит, в то время как Газпром и Лукойл также стремятся начать разработку нефтяных месторождений в туркменском секторе Каспийского моря.
Компания Maersk подписала соглашение о разделе продукции и долевом разделе добычи (СРП) по разработке оффшорных блоков в октябре 2002 года, в то время как Burren Energy заручился рекомендацией бывшего Канадского премьер-министра Жана Критьена с целью сохранения своих прав на месторождение "Сердар" (в Азербайджане его называют "Кяпаз"). Все работы по данному проекту были приостановлены после того, как Азербайджан направил Канаде ноту протеста, поскольку согласно принятым международным нормам по сегодняшним каспийским договоренностям, "Кяпаз" расположен в азербайджанском секторе Каспия.
Учитывая изложенное, приток стратегических инвестиций со стороны западных ИНК, пока не представляется возможным, что в свою очередь препятствует наращиванию добычи этой центрально-азиатской республикой. Поэтому планируемый Туркменистаном к 2020 году уровень добычи 2 млн. барр. в сутки, пока недостижим.
Туркменистан имеет огромный объем газовых запасов и небольшую добычу нефти на уровне 200 000 барр/сут.
Рост мировых цен на нефть сделал привлекательной для иностранных инвесторов разработку ряда бывших контрактных площадей в азербайджанском секторе Каспия, от которых в свое время отказались иностранные компании, говорит президент Государственной нефтяной компании Азербайджана (ГНКАР) Натик Алиев. По словам Н.Алиева, речь идет, в частности, о разработке месторождений Ашрафи и Карабах, по которым были заключены в свое время соглашения о разделе продукции (СРП), а также о новой перспективной структуре Бабек. "Разработка этих площадей запланирована Госпрограммой развития топливно-энергетического комплекса страны на 2005-2015 годы. Однако пока мы не приступали к работам на этих блоках, и к их разработке могут быть привлечены иностранные компании", - сказал глава ГНКАР.
Открытие месторождений Ашрафи и Карабах иностранными компаниями пришлось на 1998-99 годы, то есть на период резкого падения цен на нефть на мировых рынках (в 1998 году - до 9-10 долларов за баррель). Однако из-за небольших запасов (порядка 40-50 млн тонн в нефтяном эквиваленте каждая) иностранные компании отказались от их разработки, тем более что расчеты инвесторов по коммерческой привлекательности этих проектов проводились исходя из тогдашних цен на сырую нефть.
Однако, сказал Н. Алиев, цены на нефть значительно выросли и продолжают расти. "Если раньше с экономической точки зрения разработка этих месторождений была не выгодна, то сейчас, с ростом цен на нефть, вложенные инвестиции оправдают себя", - отметил глава Госнефтекомпании.
Продолжение: Россия и Иран, мировой газовый рынок чит. в следующем номере.