Below are the 19 most recent journal entries recorded in
Sunday, January 2nd, 2011 7:00 pm
Россия: Показатели работы организаций по добыче газа, 1995-2009
( ) Tuesday, December 14th, 2010 10:00 pm
pyhalov: О добыче нефти и ошибке моего оппонента Некоторое время назад один из моих оппонентов возразил мне следующим образом: У Вас: 1910 — 588,4 1911 — 558,6 1912 — 569,3 1913 — 561,3 Смотрим справочник Статистика производств, облагаемых акцизом за 1915 год: По бакинскому району поступило нефти с промыслов: 1910 - 586,4 1911 - 674 1912 - 695 1913 - 645,6 + 1914 - 610,8 1915 - 714,9 И это без учёта остальных нефтедобывающих районов. В этом сборнике нет полной статистики из-за военных действий и расстройства получения информации, но Уральская область упоминается как третья по добыче, при этом только на промысле Доссор добывалось 20 млн. пудов нефти в 1915. Что ж, начнём проверку. Для начала заглянем в аналогичный сборник за 1913 год. Раздел про нефтяную промышленность начинается в нём с вот такой таблицы: (1913 г. Статистика производств, облагаемых акцизом (с предварительными данными за п.1913/4 по сахарной и винокуренной промышленностям). Часть I. Текст. Пг., 1915. С.54 второй пагинации) Как мы видим, цифры добычи нефти в России хотя и отличаются, от приведённых мной: но отличаются незначительно, отклоняясь в разные годы как в «плюс», так и в «минус». То есть, перед нами обычная погрешность, свойственная дореволюционной статистике. Однако в том же сборнике есть и другая таблица, озаглавленная «Обороты с сырою нефтью в заводском районе за 1904–1913 гг.»: (Там же. С.70 второй пагинации) Нетрудно заметить, что в графе «Поступило с промыслов» (бакинских) за 1910–1913 гг. фигурируют именно те цифры, которые приводит мой оппонент. Однако это вовсе не цифры нефтедобычи, что наглядно видно, если сравнить эту таблицу с данными из таблицы на с.54, приведённой выше. Теперь заглянем в сборник за 1915 год. Раздел про нефтяную промышленность начинается в нём следующими словами: Нефтяная промышленность в 1915 году Продолжающаяся в 1915 г. война и участие в ней значительного числа служащнх акцизных управлений, а также условия, создавшиеся вследствие обстоятельств военного времени в тылу, особенно на Кавказе, служат причиною отсутствия многих данных, необходимых для обычных статистических очерков положения акцизного дела в России в 1915 году. Вследствие сего, в настоящей статье использованы лишь те данные, которые могло получить Главное Управление, причем по неимению сведений о добыче нефти в странах Европы и в Америке и за отсутствием отчета о положении акцизного дела в Закавказском крае и «Обзора Бакинских нефтепромышленников» за 1915 г., материалами каковых изданий приходилось почти исключительно пользоваться при изложении положения нефтяного дела в Бакинском районе, таблица мировой добычи нефти и некоторые главы, в которых излагалось положение нефтяного дела в Бакинском районе, в настоящем издании пришлось опустить. (1915 г. Статистика производств, облагаемых акцизом (с предварительными данными за п.1915/6 по сахарной и винокуренной промышленностям). Часть I. Текст. Пг., 1917. С.68 второй пагинации) Таким образом, данные по мировой нефтедобыче и добыче нефти в России в выпуске сборника за 1915 год вообще не приводятся. Зато есть таблица «Обороты с сырою нефтью в бакинском районе за последнее 10-летие»: Однако как мы уже видели на примере сборника за 1913 год, это вовсе не цифры нефтедобычи, как ошибочно полагает мой оппонент. Что же касается цифр нефтедобычи после 1913 года, то они выглядели вот так: (Война и топливо. 1914–1917 гг. М.; Л., 1930. С.94) Из комментариев к записи - Однако это вовсе не цифры нефтедобычи. А с промыслов поступала ещё какая-то нефть, не добытая? - Часть добытой нефти могла храниться прямо на промыслах, в нефтеямах. Поскольку она никуда не продавалась, то и акцизом не облагалась. - Хранение нефти открытым способом - вещь крайне опасная. - Те не менее - в те времена весьма распространенная. Кстати, и в годы Великой Отечественной - тоже.
( | ) Wednesday, November 24th, 2010 10:00 am
bloom-boom.ru: Нефтяная стратегия Путина до 2030 Основные тезисы нефтяной стратегии РФ до 2030 года В основе стратегии до 2030 годы заложены два ключевых направления развития нефтяной отрасли: курс на сохранение существующих объемов добычи нефти – в 2009 году было добыто 494 млн тонн нефти с частичной переориентацией экспорта нефти на Восток, а также повышение глубины первичной переработки с уменьшением доли экспорта мазута в пользу увеличения объемов экспорта светлых нефтепродуктов. Более расширенно данные тезисы выглядят так: 1) Восполнение минерально-сырьевой базы за счет геолого-разведки и прироста запасов нефти в Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, а также на шельфах северных морей (Баренцева, Печорского и Карского). Более 79% текущих запасов нефти уже введены в разработку, при этом разведанные запасы смогут обеспечить добычу нефти на текущих уровнях на протяжении лишь 20-25 лет. Основным регионом добычи нефти до 2030 года останется Западная Сибирь, прежде всего, ХМАО. Однако в перспективе будет происходить снижение добычи нефти на уникальных и крупнейших месторождениях региона, выработанность которых, в среднем, оценивается в 70%: Самоотлорского (ТНК-ВР) — около 73%, Мамонтовского (Роснефть) – 85%, Федоровского (Сургутнефтегаз) – 70%, Ромашкинского (Татнефть) – 85%. Повышению добычи нефти на истощенных месторождениях способствует развитие новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов. Перспективными же новыми регионами нефтедобычи являются: *шельф Каспия – месторождения им. Корчагина и Филановского (осваивает ЛУКОЙЛ), *Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (Ненецкий АО) – месторождения Южно-Хылчуюсское (ЛУКОЙЛ), им. Требса и Титова (скорее всего, достанется Башнефти), *шельфы арктических морей – Приразломное месторождение в Печорском море ( Газпром), *Восточная Сибирь и Дальний Восток – месторождения Верхнечонское (Роснефть, ТНК-ВР), Юрубчено-Тохомское (Роснефть), Талаканское (Сургутнефтегаз), Сахалин-1 (Роснефть), Сахалин-2 (Газпром). Большинство из вышеназванных месторождений уже осваиваются и в скором времени могут выйти на проектную мощность, что в совокупности может дать стране более 80 млн тонн нефти в год. Крупнейшие новые нефтяные месторождения Стратегией предусматривается также увеличение доли экспорта в восточном направлении с текущих 6% до 22-25% в 2030 году. В настоящее время приоритетным экспортным направлением (около 90% экспорта в дальнее зарубежье) является европейский рынок. 2) Увеличение доли светлых нефтепродуктов в структуре российского экспорта с текущих 35,5% (2009) до 57-76% в 2030 году и увеличение глубины переработки нефти с текущих 72% (2009) до 90% к 2030 году. Доля мазута в нефтепереработке России составляет 26% от всего объема переработки нефти, при этом 64% произведенного мазута отправляется на экспорт. То есть в настоящее время из России экспортируются, в основном, низкооктановый и прямогонный бензины, а также топочный мазут — эти «полуфабрикаты» из РФ перерабатываются в дальнейшем на европейских НПЗ в высококачественное топливо. Ключевые меры стимулирования от государства Итак, для того, чтобы сохранить достигнутые объемы добычи нефти (порядка 500 млн тонн в год) на десятилетия вперед, по мнению Путина, «необходимо найти аккуратный баланс между потребностями нефтяных компаний в инвестициях и задачей устойчивого наполнения бюджета». Суммарно инвестиции на развитие нефтяной отрасли до 2020 года оцениваются в 8,6 трлн рублей. Прежде всего, здесь подразумевается введение налоговых льгот, а именно: *существенное снижение ставки НДПИ для старых и сильно истощенных месторождений, *введение специального фискального режима для новых месторождений, *в перспективе — переход к налогу на сверхприбыль в нефтедобыче. В Госдуму соответствующие законопроекты должны попасть уже летом 2011 года. Здесь я считаю, что наиболее действенными для стимулирования инвестиций в разработку нефтяных месторождений станут льготы, в первую очередь, по экспортной пошлине. Поскольку только одна экспортная пошлина уменьшает экспортные доходы от продажи нефти почти вполовину, а ведь кроме нее нефтяные компании уплачивают также НДПИ и налог на прибыль. В любом случае, экспортная пошлина являет собой основное налоговое бремя для нефтяников. Отдельного упоминания, на мой взгляд, стоит налог на сверхприбыль – под ним подразумевается так называемый «налог на дополнительный доход» (НДД), налоговой базой для которого будет стоимость добытых и реализованных углеводородов, уменьшенная на величину затрат за вычетом амортизации, капвложений и невозмещенных затрат предыдущего налогового периода (грубо говоря, фактическая EBITDA за вычетом капвложений). Ставка НДД будет зависеть от отношения накопленного дохода от реализации добытых углеводородов к накопленным капитальным и эксплуатационным затратам на их добычу, и варьироваться от 15% до 60%. Данный налог не будет взиматься до полной окупаемости капвложений в освоение новых месторождений. При этом предполагается, что при введении НДД нефтяные компании будут продолжать выплачивать НДПИ и экспортные пошлины, правда, ставки по НДПИ могут быть существенно снижены, а нефть с новых месторождений будет обложена льготной экспортной пошлиной. Кроме всего прочего, предусматривается, что с введением налога на дополнительный доход нефтяные компании будут избавлены от уплаты налога на прибыль во избежание двойного налогообложения. Впрочем, НДД — это перспектива отдаленного будущего. Этапы реформирования системы налогообложения для новых месторождений Второй момент — для стимулирования повышения глубины первичной переработки нефти и увеличения выхода светлых нефтепродуктов правительством предусмотрены следующие меры: *выравнивание пошлин на светлые и темные нефтепродукты, *запрет на подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки на которых меньше 70%. Поскольку средняя глубина переработки на крупных НПЗ составляет около 72% по итогам 2009 год, предлагаемые меры, скорее, направлены против существующих в России «керосинок» и «самоваров» (мини-НПЗ), «глубина переработки на которых едва достигает 40 с небольшим процентов». По словам премьер-министра, они выпускают промежуточное сырье для поставок на экспорт и неплохо зарабатывают на разнице пошлин для нефти и нефтепродуктов. Уравнивание пошлин на светлые и темные нефтепродукты подтолкнет эти мини-компании к модернизации. Кроме всего прочего, на текущий момент предусмотрены строительство и реконструкция 6 мини-НПЗ, не входящих в ВИНК совокупной мощностью по первичной переработке 21,5 млн тонн нефти. Предполагается, что мера, предусматривающая недопуск НПЗ к магистральному нефтепроводу, также явится стимулом к модернизации, так как поставит владельцев перед фактом снижения рентабельности из-за удорожания сырья (т.е. нефти) за счет более высоких расходов на транспортировку.
( ) Thursday, November 11th, 2010 11:15 am
Нефтегазовый комплекс Туркменистана Журнал Минеральные Ресурсы России - 2007г. №2 Главнейший экономический партнер Туркменистана – ОАО Газпром. В этой среднеазиатской стране работают также российские компании – ОАО НК ЛУКОЙЛ, ОАО Зарубежнефть, ОАО Роснефть. Запасы и ресурсы нефти и газа По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана на 01.01.2006 г. начальные суммарные геологические ресурсы нефти, конденсата и газа в стране составляют около 65 млрд т у.т.*, извлекаемые ресурсы – 35,3 млрд т у.т., накопленная добыча – 3,5 млрд т у.т. (табл. 1). Нефть и конденсат На начало 2006 г. в стране было открыто 34 месторождения нефти и 82 месторождения газового конденсата, из них в разработке находится 20 месторождений нефти и 38 – газового конденсата. Подготовлено к промышленной разработке 4 газоконденсатных месторождения, в разведке находятся 14 нефтяных и 39 газоконденсатных месторождений. Накопленная добыча жидких углеводородов (УВ) из недр Туркменистана составила 456 млн т. Потенциал по жидким УВ Туркменистана составляет по геологическим ресурсам – 20,4 млрд т, извлекаемым ресурсам – 7,697 млрд т. По данным BP Statistical Review разведанные запасы нефти и конденсата составляют около 75 млн т (табл. 2). Аналогичные оценки дает и американское Энергетическое агентство (Energy Information Administration). Основной объем запасов нефти в стране сосредоточен в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне на западе страны. За последние 8 лет эти показатели существенным образом не изменились, несмотря на значительный уровень ежегодной добычи. Это связано с расширением геолого-разведочных работ (ГРР) в стране и продолжением кратного воспроизводства сырьевой базы нефти и газа. С другой стороны, в условиях недостаточной прозрачности информации о состоянии УВ-базы Туркменистана и отсутствия полномасштабного международного аудита данные о динамике запасов нефти и газа, публикуемые международными агентствами, носят оценочный характер. Основными нефтегазоносными отложениями в Туркменистане являются меловые и верхнеюрские на востоке страны и неогеновые – на западе. В перспективе все активней в разведку и разработку будут включаться более глубокозалегающие отложения миоценового комплекса и мезозоя на западе страны, нижнесреднеюрские и глубокозалегающие отложения – на востоке. Газ В стране открыто 149 газовых и газоконденсатных месторождений с запасами 5,0 трлн м3, в том числе 139 месторождений на суше с запасами 4,6 трлн м3 и 10 месторождений на шельфе – 0,4 трлн м3. В разработке находятся 54 месторождения с запасами 2,6 трлн м3, подготовлено к разработке 11 месторождений с запасами 0,26 трлн м3. В разведке находятся 73 месторождения с запасами 2,0 трлн м3, в консервации – 11 месторождений с запасами 0,14 млрд м3. Накопленная добыча газа из недр Туркменистана составила 2,3 трлн м3. Основные запасы газа в Туркменистане сосредоточены в нефтегазоносных бассейнах Давлетобад и Шатлик. Основные газовые месторождения страны разрабатываются уже более 15 лет. Согласно данным BP Statistical Review разведанные запасы газа составляют 2,9 млрд м3 – 12-е место в мире (по информации правительства Туркменистана – на 9-м месте и еще существует значительный потенциал для наращивания ресурсной базы). Несмотря на значительные объемы поисково-разведочных работ, изученность территории страны остается сравнительно невысокой: плотность сейсмопрофилей в среднем по Туркменистану составляет 0,39 км/км2, плотность разведочного бурения – 20,5 м/км2. Исследованы практически только верхние слои нефтегазоносных отложений. С учетом того, что разведанные запасы и накопленная добыча составляют всего около 25 % ресурсов УВ, продолжение ГРР открывает возможности для перевода перспективных и прогнозных ресурсов в промышленные категории запасов. Перспективы развития нефтегазовой отрасли страны на ближайшие десятилетия связаны в первую очередь с активным освоением туркменского сектора Каспийского моря. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана здесь в интервале глубин 2000-7000 м сосредоточены крупные залежи ресурсов УВ: 12 млрд т нефти и 6,2 трлн м3 газа, что составляет более половины ресурсов нефти и около одной четверти ресурсов природного газа. Более 80 % УВ сосредоточено в слабоизученных зонах нефтегазонакопления на глубинах свыше 3 км. Перспективы открытия новых месторождений связываются прежде всего с выделением двух крупных нефтегазоносных бассейнов – Средне- и Южно-Каспийского. Кроме шельфа, перспективными регионами для наращивания добычи газа в Туркменистане являются правобережье Амударьи и Яшлар – Южно-Иолотаньская группа месторождений. Добыча нефти и газа Нефть и конденсат В середине 1980-х гг. ежегодная добыча нефти и конденсата в стране составляла около 6-7 млн т. Однако со второй половины 1980-х гг. в результате распада СССР и связанного с этим разрыва хозяйственных связей и исчерпания запасов находящихся в разработке месторождений имело место почти двукратное снижение добычи жидких УВ в Туркменистане – до 4,4 млн т в 1996 г. (табл. 3). С середины 1990-х гг. добыча нефти в стране стала планомерно возрастать. Увеличение производства этого сырья получено главным образом за счет ввода в эксплуатацию новых скважин, прежде всего на месторождении Южный Камышлыджа (структуры Небилдже, Шатут и Герчек), возвращения в эксплуатацию скважин из бездействующего фонда и перевода скважин на газлифтный способ с применением высокого давления, деятельности иностранных компаний на шельфе Каспия и прилегающих территориях. В настоящее время в Туркменистане добывается более 9,5 млн т нефти и конденсата, что составляет около 0,005 % общемировой добычи. Основной производитель нефти в стране – государственный концерн (ГК) Туркменнефть, добыча нефти и конденсата ведется также ГК Туркменгаз. Основной объем сервисных работ в нефтегазовой отрасли страны сейчас выполняют специализированные подразделения госконцернов Туркменнефть, Туркменгаз и Туркменгеология. Доля иностранных компаний не превышает 10 %. Значительные перспективы расширения добычи нефти в стране связаны с притоком иностранных инвестиций. Кроме того, туркменские госконцерны активно используют опыт иностранных компаний по внедрению современных технологий. В настоящее время существует несколько форм привлечения иностранных инвестиций в Туркменистан: создание совместных предприятий (СП) и Соглашения о разделе продукции (СРП). В 2005 г. в нефтяной сектор Туркменистана было привлечено около 500 млн дол. прямых инвестиций, в 2006 г. – около 1 млрд дол. В целом на период с 2005-2020 гг. намечается инвестировать в нефтегазовый комплекс Туркменистана свыше 60 млрд дол., более 40 % из которых составят прямые иностранные инвестиции по СРП. При этом разработка УВ сухопутных участков будет осуществляться преимущественно туркменскими госконцернами (Туркменнефть, Туркменгаз, Туркменгеология), а основные зарубежные инвестиции будут осваиваться на шельфе. Правительство Туркменистана утвердило Программу лицензирования туркменского сектора Каспия, в которой обозначены 32 блока для разведки и добычи УВ. Привлечение прямых иностранных инвестиций в разработку морских месторождений – одно из приоритетных направлений сотрудничества с зарубежными компаниями. В республике работают несколько зарубежных компаний – Dragon Oil (ОАЭ), Burren Energy (Великобритания), Petronas (Малайзия), Maersk Oil (Дания), Buried Hill Energy (Канада), Wintershall (Германия), CNPC (Китай) (табл. 4). В ближайшее время крупномасштабную деятельность в стране в рамках СП Зарит планируют начать ряд российских компаний – ОАО НК Роснефть, ОАО Зарубежнефть, ОАО НК ЛУКОЙЛ. Добыча нефти иностранными партнерами Туркменистана в 2005 г. составила около 1,7 млн т, а в 2006 г. превысила 2,3 млн т, что почти на 40 % больше аналогичного показателя предыдущего года. В настоящее время добычу нефти в Туркменистане на условиях СРП ведут компании Dragon Oil, работающая на площади Челекен, и Burren Energy, добывающая нефть на блоке Небитдаг. Как предусмотрено СРП между иностранными компаниями и Правительством Туркменистана, 60 % стоимости добытой нефти направляется на покрытие затрат, а остальные 40 % считаются прибылью и делятся поровну. В 2005 г. компаниями Dragon Oil и Burren Energy было добыто по 950 тыс. т нефти, в 2006 г. – более 1,2 млн т. К 2010 г. компании намерены довести ежегодный объем добычи УВ-сырья до 3 млн т каждая. В 2006 г. компания Petronas, осуществляющая свою деятельность в соответствии с Законом Туркменистана Об углеводородных ресурсах и СРП по контрактной территории Блок 1, заключила с Министерством нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана соглашение о добыче нефти на месторождении Диярбекир. Суммарные совокупные запасы жидких УВ блока составляют около 500 млн т. В состав Блока 1 входят пять месторождений – Баринов (именуемый теперь Диярбекир), Губкин (Гараголдениз), Южный (ранее Восточный, теперь Магтымгулы), Центральный (Овез) и Западный (Машрыков) Ливанов. В настоящее время добыча ведется пока только на Диярбекире. В 2005 г. Petronas по проекту Блок 1 начала добычу ранней нефти. Коммерческие притоки УВ были получены на ранее пробуренных скважинах, в том числе на двух месторождениях – Овез и Магтымгулы, входящих в договорную территорию Блок 1. В 2005 г. добыча нефти составила около 300 тыс. т, в 2006 г. – около 450 тыс. т. В 2002 г. компаниями ОАО Зарубежнефть, ОАО НК Роснефть, ОАО Итера специально для освоения туркменского шельфа Каспия было создано СП Зарит. В 2004 г. участником Зарита стал также ГК Туркменнефть. Прогнозируемые запасы на участках, которые составляют более 160 млн т нефти, предполагается разрабатывать в режиме СРП. Недавно объявила о крупномасштабных инвестициях в нефтяную промышленность Туркменистана российская компания ОАО НК ЛУКОЙЛ, которая планирует начать добычу в туркменском секторе шельфе Каспийского моря. Однако начало реализации многих нефтегазовых проектов в этой стране осложняется противоречиями в разграничении морских секторов различных прикаспийских государств. В настоящее время ОАО НК ЛУКОЙЛ пока ограничивается оказанием сервисных услуг в области разработки, а также транспорта УВ. Газ К концу 1980-х гг. ежегодная добыча газа в стране превысила 80 млрд м3 (см. табл. 3). Однако в последующие годы объемы добычи стали быстро снижаться и уже в 1998 г. этот показатель составил 12,4 млрд м3, в результате чего экспортные поставки были практически сведены к нулю. Основной причиной этого была неурегулированность контрактных соглашений между Туркменистаном и Россией, которая является транзитной страной для поставок газа на основные международные рынки. После снятия всех противоречий добыча газа вновь стала увеличиваться и за последние 7 лет этот показатель превысил 61,0 млрд м3. Добычу газа в стране ведут госконцерны Туркменгаз, Туркменнефть и Туркменгеология. Более 80 % общего объема производства газа приходится на долю ГК Туркменгаз. Основным регионом газодобычи в стране является Юго-Восточный Туркменистан, занимающий площадь 180 тыс. км2. Здесь пробурено свыше 1000 поисково-разведочных скважин, что составляет почти одну треть общего объема бурения по Туркменистану. В пределах региона открыто более 60 газовых и газоконденсатных месторождений, в том числе гигантское месторождение Довлет-Денмез, начальные прогнозные ресурсы которого составляли 4,5 трлн м3, остаточные запасы месторождения оцениваются в 700-1000 млрд м3. Ежегодная добыча на месторождении составляет около 40 млрд м3 – 65 % всей добычи газа в стране. В настоящее время существующие мощности по добыче и подготовке газа способны обеспечить поставку товарного газа в объемах до 80 млрд м3 в год. В целом же на территории республики открыто более сотни газовых и газоконденсатных месторождений, крупными из которых являются Ачак, Наип, Южный Наип, Шатлык, Кирпичли, Малай, Самандепе, Оджак. Добыча газа в Северо-Западном Туркменистане, в том числе на шельфе Каспийского моря, до недавнего времени ограничивалась попутным газом, получаемым при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений. Однако в ближайшие годы с началом реализации масштабных инвестиционных зарубежных проектов этот регион также станет крупной базой добычи газа. На шельфе Каспия компания Petronas осваивает морскую структуру Блок 1, где запасы газа оцениваются в 1 трлн м3. Помимо промысловых работ компания сейчас строит завод по подготовке газа – Береговой газовый терминал (БГТ). Его мощность к 2008 г. должна составить 5 млрд м3, а в 2010 г. оператор рассчитывает довести ежегодный уровень добычи до 10 млрд м3. Широкомасштабная добыча газа на туркменском шельфе Каспия и его экспорт сдерживались запретом Правительства Туркменистана на экспорт газа частными инвесторами, который был в большей своей части отменен в 2005 г., но продолжается согласование параметров таких поставок. В настоящее время в стадии разведки находится одна из наиболее перспективных крупных структур на туркменском шельфе Каспия – Блок 3 площадью 5,6 тыс. км2, расположенный в середине туркменского сектора и включающий в себя ряд более мелких перспективных структур на нефть и газ. Он граничит с уже открытыми крупными месторождениями Магтымгулы, Овез, Диярбекир, чьи совокупные ресурсы составляют 1 трлн м3 газа и 500 млн т жидких УВ. В настоящее время основными инвесторами являются компании Maersk Oil (80 % акционерной стоимости проекта) и Wintershall (20 % проекта). Также запланировано вхождение в проект индийской государственной компании Oil and Natural Gas Corp. (ONGC), которая в первом полугодии 2007 г. планирует купить примерно 33 % акций в СРП у компании Maersk Oil. Компания будет действовать через свое дочернее предприятие – ONGC Videsh LTD. Добычу газа в стране осуществляет компания Burren Energy – оператор работ на туркменском сухопутном блоке Небитдаг. Добыча здесь составляет сейчас около 1 млрд м3 в год. Однако в связи с началом разработки газового месторождения Кызылкум, входящего в этот лицензионный блок, добыча компании может быть увеличена в несколько раз. Компания Dragon Oil планирует до 2010 г. довести добычу газа на блоке Челекен до 3-5 млрд м3. Ожидается, что в ближайшее время китайская компания CNPC подпишет СРП с Туркменистаном об освоении запасов месторождений правобережья Амударьи. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана предполагаемые запасы газа здесь составляют около 1,7 трлн м3, нефти – 79 млн т. Кроме того, в 2006 г. CNPC совместно с туркменскими госконцернами приступила к разведке Яшлар – Южно-Иолотаньской группы месторождений, которая включает крупнейшее в Средней Азии газовое месторождение Южный Иолотань с запасами 1,5 трлн м3 газа и 17 млн т нефти. Кроме того, в эту группу входят месторождения Яшлар с запасами газа 670 млрд м3, Минара – 44 млрд м3 и Молодежьдепе, где данные по запасам еще уточняются. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана Яшлар – Южно-Иолотаньская зона станет одной из главных баз по наращиванию экспорта газа в ближайшие 20 лет. В течение 3 лет совместно с ГК Туркменгеология бурение (12 разведочных скважин глубиной более 5000 м) по контракту будет вести Чанциньское нефтеразведочное предприятие, являющееся сервисным подразделением CNPC. По окончании сервисного контракта CNPC начнет переговоры с Туркменистаном о разработке Южного Иолотаня. Переработка и потребление нефти и газа Нефть Нефтеперерабатывающая промышленность Туркменистана представлена Туркменбашинским комплексом нефтеперерабатывающих заводов (ТКНЗ) и Сейдинским НПЗ (общая мощность – 12 млн т/год). В настоящее время в Туркменистане перерабатывается около 6,8 млн т нефти, уровень загрузки мощностей НПЗ – 62 % (табл. 5). За последние 20 лет потребление нефтепродуктов в Туркменистане варьируется в диапазоне 3-5 млн т. Значительное снижение использования этого энергоносителя имело место в середине 1990-х гг. после распада СССР и экономического кризиса в постсоветских государствах, однако с тех пор значение этого показателя планомерно возрастает. В настоящее время потребление нефтепродуктов в Туркменистане составляет около 5,3 млн т (табл. 6). Газ В 2005 г. потребление газа в Туркменистане составило около 16,6 млрд м3, в 2006 г. – 17,8 млрд м3. Газ является основным энергоносителем в структуре топливно-энергетического баланса Туркменистана. Основной рост использования газа происходит с конца 1990-х гг. Это связано с тем, что в период ограничения экспорта этого энергоносителя в стране была организована полная газификация коммунально-бытовой сферы и промышленности. В настоящее время население обеспечивается газом бесплатно. Кроме того, в условиях быстрого роста добычи газа в стране увеличиваются его потери при добыче и транспортировке. Основные газоперерабатывающие комплексы в Туркменистане расположены на ТКНЗ и Наипском газоперерабатывающем комплексе, где за последние 5 лет произведено почти 2,0 млн т сжиженного углеводородного газа (СУГ). В связи с возросшим мировым спросом на сжиженный газ его экспортные поставки в 2006 г. составили около 400 тыс. т. Существуют планы по наращиванию к 2020 г. производства СУГ до 2 млн т ежегодно. В этих целях намечено построить на востоке страны более 20 заводов на месторождениях с высоким содержанием пропан-бутановых фракций. Экспорт нефти и газа и продуктов их переработки Нефть В настоящее время нетто-экспорт нефти и нефтепродуктов из Туркменистана составляет около 5,7 млн т, в том числе сырой нефти – около 4,0 млн т, нефтепродуктов – около 1,6 млн т (табл. 7). Туркменистан имеет одно из наименее выгодных положений в Каспийском регионе для экспорта нефти и нефтепродуктов на мировые рынки: страна значительно удалена от европейского и американского рынков, для выхода на них требуются сложные схемы поставок, связанные с транзитом через другие страны, многочисленными перегрузками и естественными ограничениями (проливы и др.); в стране отсутствует развитая инфраструктура для поставок на азиатско-тихоокеанский рынок. Туркменистан не обладает собственными магистральными нефтепроводами, поэтому основной экспорт нефти и нефтепродуктов осуществляется морским путем, кроме того, нефть поставляется железнодорожным и автомобильным транспортом. Существующие маршруты экспорта нефти и нефтепродуктов из Туркменистана: 1) морские поставки по маршруту Туркменбаши (б. Красноводск) – Нека с последующей реализацией на иранском рынке либо с использованием схемы замещения иранской нефтью в портах Персидского залива; 2) по маршруту Туркменбаши – Махачкала – Новороссийск; 3) комбинированные поставки по маршруту Туркменбаши – Баку и далее в Батуми, Супса, Новороссийск, Туапсе Кроме того, небольшие объемы нефти и нефтепродуктов поставляются железнодорожным и автомобильным транспортом в Россию, Иран, Афганистан. В настоящее время основные экспортные поставки сырой нефти из Туркменистана осуществляются танкерным флотом по маршруту Туркменбаши – Нека с последующей транспортировкой на НПЗ в Тебризе и Тегеране. Первые поставки нефти из Туркменистана в Иран по схеме замещения были организованы в 1998 г. компанией Dragon Oil. В 2000 г. компания подписала с Правительством Ирана контракт на 10 лет, согласно которому Dragon Oil поставляет нефть на НПЗ в Тебризе и Тегеране, расположенные на севере Ирана, а в обмен получает аналогичное количество нефти на о-ве Харг на юге Ирана, далее поставляя ее на международные рынки. В последние годы по маршруту транспортируется от 1,5 до 3,5 млн т в год (инфраструктура порта Нека позволяет осуществлять перевалку 8,1 млн т сырой нефти в год). Газ Существующие проекты. Газотранспортная система Туркменистана объединяет трубопроводы протяженностью 8 тыс. км в однониточном исчислении. Экспортные потоки туркменского газа в настоящее время идут по двум направлениям: на север – в Россию и Украину, а также на юг – в Иран. В 2006 г. нетто-экспорт газа из Туркменистана составил около 50 млрд м3. Газ из Туркменистана в Россию и далее Украину экспортируется по газопроводу Средняя Азия – Центр (ГТС САЦ), при этом западная нитка газопровода была проложена из Туркменистана в Россию вдоль Каспия и западных районов Казахстана; восточная протянулась через восточные районы Туркменистана и далее транзитом через Узбекистан и Казахстан. Трубопровод, построенный в 1974 г., состоит из пяти ниток диаметрами 1220-1420 мм. Общая протяженность трубопровода на территории Туркменистана – 3940 км. Система включает пять компрессорных станций – Шатлык, Каракумская, Пустынная, Ильялы, Дарьялык. Пропускная способность ГТС САЦ – около 50 млрд м3 в год. В настоящее время степень изношенности магистральных трубопроводов Туркменистана – от 72 до 87 %. Практически весь туркменский газ прокачивается через восточную ветку газопровода, так как основная часть газа в этой стране добывается на востоке страны. Кроме того, западный газопровод находится в плохом техническом состоянии. Учитывая перспективы расширения поставок газа из Туркменистана, планируется модернизация западной и восточной веток газопровода. Предполагается, что к 2008 г. завершится модернизация туркменских участков газопроводной системы Средняя Азия – Центр. Капиталовложения в проект составят 730 млрд дол. В 2001 г. президентами Украины и Туркменистана было заключено среднесрочное (на 2002-2006 гг.) соглашение о поставках в Украину туркменского природного газа в объеме до 36 млрд м3. При этом оплата производилась на 50 % валютой, а остальное – поставками товаров и реализацией инвестпроектов. Регулярные поставки туркменского газа привели к нормализации газового баланса и возникновению его профицита, что позволило НАК Нафтогаз Украины реэкспортировать газ в 2003-2004 гг. в ряд европейских стран в объеме 6 млрд м3. В апреле 2003 г. Президент РФ В.В.Путин и Президент Туркменистана С. Ниязов подписали долгосрочное российско-туркменистанское соглашение о сотрудничестве в газовой отрасли на 25 лет (с 1 января 2004 г. до 31 декабря 2028 г.). Уполномоченными организациями по его реализации определены ОАО Газпром и ГК Туркменнефтегаз. В рамках соглашения Газэкспорт (100%-е дочернее предприятие ОАО Газпром) и Туркменнефтегаз заключили на тот же период долгосрочный контракт купли-продажи туркменского природного газа. Согласно контракту в 2004 г. Газэкспорт закупил у ГК Туркменнефтегаз 5-6 млрд м3 газа. В 2005 г. объем импорта увеличился до 6-7 млрд м3, в 2006 г. – до 10 млрд м3, в 2007 г. планируется увеличение импорта до 60-70 млрд м3, в 2008 г. – до 63-73 млрд м3. Начиная с 2009 г. ежегодный объем закупок Газэкспортом туркменского газа составит от 70 до 80 млрд м3. Цена по обоим соглашениям с НАК Нафтогаз Украины и ОАО Газпром была установлена в размере 44 дол/тыс. м3. В конце 2004 г. прошло несколько раундов переговоров о поставках туркменского природного газа в 2005 г. в Россию и Украину, в ходе которых Туркменистан настаивал на решении поднять цены на газ в 2005 г. с 44 до 60 дол/тыс. м3. В условиях зависимости от импорта туркменского газа Украина согласилась с новыми условиями поставок, в соответствии с которыми НАК Нафтогаз Украины в 2005 г. закупила 31,5 млрд м3 по цене 58 дол/тыс. м3. Однако Газэкспорт продолжил закупки туркменского газа в рамках соглашения, подписанного в 2003 г. В соответствии с этим соглашением в 2004 г. Россия импортировала 4 млрд м3, а в 2005 г. – 6 млрд м3 по цене 44 дол/тыс. м3. В первом полугодии 2006 г. с целью увеличения объема закупок с 7 до 30 млрд м3 в год цена на газ, закуупаемый ОАО Газпром, повысилась с 44 до 65 дол/тыс. м3. Однако уже к концу 2006 г. с целью установления полного контроля над экспортом туркменского газа российская газовая монополия согласилась закупать газ по цене 100 дол/тыс. м3. В результате ОАО Газпром подписало соглашение о закупках у Туркменистана 12 млрд м3 газа в 2006 г. и по 50 млрд м3 ежегодно в 2007-2009 гг., в 2010-2015 гг. – до 80 млрд м3 в год (часть этого потока пойдет транзитом на украинскую и белорусскую территории). Дополнительно ОАО Газпром и АК Узтрансгаз подписали пятилетнее соглашение на транспортировку среднеазиатского газа, в том числе туркменского, по территории Узбекистана в 2006-2010 гг., а НК КазМунайГаз и ОАО Газпром – пятилетнее соглашение о транзите среднеазиатского и российского газа по территории Казахстана. Достигнутые договоренности позволили России контролировать экспорт всего туркменского газа, поэтому та его часть, которая поступает транзитом на Украину, будет приобретаться у России. В октябре 2006 г. RosUkrEnergo AG (зарегистрированная в Швейцарии российско-украинская компания, занимающаяся поставками газа из России в Украину) и ЗАО УкрГазЭнерго (СП RosUkrEnergo и НАК Нафтогаз Украины) подписали дополнение к договору купли-продажи природного газа на 2006-2010 гг. Согласно документу в 2007 г. УкрГаз-Энерго будет поставлено не менее 55 млрд м3 среднеазиатского природного газа по цене 130 дол/тыс. м3. Такая цена устанавливается не РФ, а Туркменистаном, поскольку Россия весь объем туркменского газа покупает по цене 100 дол/тыс. м3, а с учетом транспортировки и прочих затрат итоговая цена составила 130 дол/тыс. м3. В 2008-2009 гг. цена на газ RosUkrEnergo для Украины будет зависеть от цены закупок газа в странах среднеазиатского региона. В 1997 г. был построен газопровод Корпедже – Курт-Куи из Туркменистана в Иран мощностью около 8 млрд м3/год, в ближайшие годы планируется расширить этот показатель до 14 млрд м3. Протяженность газопровода – около 200 км. Ежегодные поставки газа в этом направлении составляют около 7 млрд м3. Подписано туркмено-иранское соглашение, предусматривающее увеличение в 2007-2008 гг. ежегодных поставок до 10-14 млрд м3 туркменского природного газа в Иран. Перспективны
Комментариев нет:
Отправить комментарий