РАЗРВЕД РДКиОБД - RusEnergy · Содержание Contents Политика 4...

РУБРИКА РАЗДЕЛА

RUSENERGY: РАЗВЕДКА и ДОБЫЧА №10/2012 1

Содержание Contents

Политика

4 Либералы в резервеЕсли что-то и могло заставить Алексея Миллера и Игоря Се-чина позировать на фотографии в обнимку, то только российский шельф. Благодаря этому альянсу госкомпании пресекли попытку правительства открыть офшор-ные месторождения для частных инвесторов. Но как только цены на нефть снизятся, их позиции ослабнут, и либеральные идеи будут извлечены из-под сукна. Такой вывод можно сделать из анализа чувствительности IRR шельфовых проектов по отноше-нию к цене нефти.

6 Двадцать упущенных лет

Государственная программа ос-воения углеводородных ресурсов российского континентального шельфа опять отправлена на доработку. История подготовки этого документа насчитывает уже 20 лет, однако дать «добро» на начало комплексных работ на морских проектах правительство никак не решается. Тормозом на этот раз могут стать мировые цены на нефть и газ, которые не проявляют тенденций к росту.

Налоги

9 Льготы в первом приближении

В правительство направлены поправки о новом понижающем коэффициенте к налогу на добы-чу нефти из низкопроницаемых коллекторов. До совершенства законопроекту еще далеко, но времени на доработку уже не осталось – улучшать налоговую модель, скорее всего, придется в процессе обкатки.

12 Без подводных рифов не обошлось

1 октября 2012 Минфин РФ разместил на своем официаль-

ном сайте проект федерального закона «О внесении изменений в часть первую и часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации». Проект содержит ряд юридических недочетов, ко-торые могут обернуться пробле-мами для налогоплательщиков.

геология

17 Запасы с буквой ЕМинприроды не оставило попыток разобраться, какие запасы у ком-паний рентабельно извлекаемые, а на какие вряд ли можно рас-считывать. И разработало новую классификацию, которая может быть введена в действие с 2014 года. Не исключено, что нефтя-никам придется после пересчета существенно скорректировать цифры своих балансовых запасов.

Проекты

20 Три пустые скважины:Индийская ONGC получила приглашение к долевому уча-стию в проекте «Магадан-2». На участие в разведке Магадана-1 и еще двух участков в Охотском море уже согласилась норвеж-ская Statoil. Потенциальные партнеры, однако, получат лишь миноритарные права, хотя они и должны будут взять на себя все расходы и риски поисково-раз-ведочного этапа.

23 Младший брат Штокмана

По мере того, как запуск Шток-мана переносится на все более поздние сроки, сокращается и «окно возможностей» для про-дажи СПГ на азиатском рынке. Оказать помощь «Газпрому» в освоении гигантского место-рождения может локальный проект «Печора СПГ», запустить который и проще, и дешевле. Рыночная ниша, занятая печор-ским газом, со временем может быть передана Штокману.

RUSENERGY:РАЗВЕДКА и ДОБЫЧА

Ежемесячныйаналитический журнал

№10 (25)Октябрь 2012Учредитель и издатель

ООО «Агентство «Русэнерджи»главный редактор

Юрий Когтев Заместитель главного

редактора, ведущий аналитик

Михаил КрутихинВыпускающий редактор

Наталья Тимакова редактор

каспийского отделаАндрей Уткин

редакцияДмитрий Михайлов

Екатерина КурдюковаМаргарита Маскина

Зарубежные корреспонденты Тахир Джалилов (Ташкент)

Кульпаш Конырова (Астана) Дизайн и верстка

Дмитрий Качановотдел подпискиВалентина Лукина

[email protected]Наталья Щеголькова

[email protected]

адрес учредителя, издателя и редакции

123557 Москва, Б. Тишинский пер., д. 38, офис 604

Тел.: (495) 605-34-15Факс: (495) 605-34-16

E-mail: [email protected]

Журнал зарегистрирован в Федеральной службе по надзору за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций

и охране культурного наследия, свидетельство

ПИ № ФС77-28339Цена свободная

Отпечатано в типографии ООО «Формула Печати»

Тираж 3000 экз.

© ООО «Агентство «Русэнерджи», 2012 г.

СПг

29 Запад наступает с востока

Пока «Газпром» готовится к принятию инвестиционного решения по строительству во Владивостоке завода и экс-портного терминала для сжиженного природного газа, на противоположном берегу Тихого океана развиваются проекты, которые нацелены на те же азиатские рынки. Они имеют неплохие шансы на успех благодаря относительно низкой себестоимости.

рыНки

32 Еще одна «революция»Вслед за революционным про-рывом в экономике добычи сланцевого газа Соединенные Штаты готовятся к триумфаль-ному наступлению сланцевой нефти. Не исключено, что этот вид углеводородного сырья также способен радикально из-менить энергетический баланс в мире и даже вызвать серьез-ные геополитические потрясе-ния.

комПаНии

35 Резвый частникДо конца 2014 г. ЛУКОЙЛ намерен установить на ка-спийском месторождении им. Филановского ледовую стаци-онарную платформу и начать бурение первой эксплуатацион-ной скважины. Если не подведут подрядчики, компании удастся обустроить месторождение и начать добычу через 10 лет после его открытия. «Газпром»

и «Роснефть», на которые российские власти делают ставку в освоении шельфа, пока не могут похвастаться такими темпами.

техНологии

38 Многостадийные ГРП: уже в России

Методы, применяемые за рубе-жом для добычи на сланцевых месторождениях, оказались вполне адаптируемы к западно-сибирским низкопроницаемым коллекторам. Однако высо-кие затраты не только на сами технологии, но и на экологию при их использовании могут воспрепятствовать массовому внедрению в России.

СерВиС

44 А ты перешел на EPC?В настоящее время в России сектор ЕРС-услуг только фор-мируется, но уже в ближайшие пять-десять лет такая схема станет стандартом, прогнози-руют эксперты. Это значит, что участникам рынка придется научиться работать по новой для многих наших подрядчиков западной модели.

каСПийСкий региоН

47 Второе дноАзербайджанские власти на-деются убедить потенциальных инвесторов, что недра респу-блики скрывают колоссальные запасы газа, причем его залежи могут находиться на участках, которые раньше безрезультат-но разведывались на нефть. Правда, вести добычу придется

на глубинах, превышающих 6500 м, и в условиях сверхвысо-кого пластового давления.

51 Последнее предупреждение

Президент Азербайджана на за-седании правительства под теле-камеры обвинил британскую компанию в «ложных обещани-ях» относительно объемов до-бычи на блоке Азери – Чираг – Гюнешли. Теперь Баку может использовать претензии к BP, чтобы увеличить свою долю в прибыльной нефти с АЧГ, а также вынудить британцев активизировать добычу газа.

рейтиНг

55 ЮКОС, «Итера», ТНК-BP…

Список бывших собственников нефтегазового бизнеса, которых Игорь Сечин оставил без сква-жин, продолжает пополняться. Вскоре к нему добавятся акцио-неры консорциума AAR, владе-ющие 50% ТНК-BP. Тенденция неоднозначная, но отраслевые аналитики пока не видят по-водов для беспокойства.

СтатиСтика

59 Добыча нефти вырсла на 1,3%

Добыча нефти и газового конденсата в России в янва-ре-сентябре выросла на 1,3% по сравнению с аналогичным показателем прошлого года, до 386,602 млн т (10,342 млн барр./сутки), сообщает ЦДУ ТЭК.

Внимание! Тиражирование материалов журнала «RusEnergy: Разведка и Добыча», в том числе в дайджестах, обзорах, корпоративных изданиях

и сетевых ресурсах, возможно только с письменного разрешения редакции.


ОТ РЕДАКции

Последствия экспансии сланце-вого газа, как выясняется, могут выйти далеко за пределы газовой отрасли.

История началась с того, что компании, добывающие сланце-вый газ в США, быстро заполнили внутренний рынок и вынудили производителей СПГ в Катаре раз-вернуть свои танкеры в сторону Европы, что привело к снижению спотовых цен на газ на традицион-ных рынках «Газпрома».

Вскоре американцы пришли к вы-воду, что могут и сами продавать сжиженный газ европейцам, для чего начали переоборудовать свои импортные СПГ-терминалы на экспортные. Влияние этого фактора «Газпром» почувствует через пару лет.

Так как сланцевый газ обвалил цены на американском газовом рынке, добывающие компа-нии начали искать новые ниши и переключаться на добычу слан-цевой нефти, в чем и преуспели. Теперь США уверенно сокраща-ют импорт сырья, что грозит по-явлением избытка предложения на мировом нефтяном рынке.

Оживились газохимики. В Штатах бурно развивается производство минеральных удобрений, ис-пользующее дешевый газ, и очень скоро мировой рынок аммиачной селитры и карбамида почувствует появление новых крупных по-ставщиков.

Не отстают и энергетики, при-ступившие к переоборудованию станций с угля на газ. А что де-лать в такой ситуации угольным компаниям? Строить экспортные терминалы, чтобы отправлять уголь в Европу и Азию. Чем они и занимаются при активной под-держке американских властей.

Всё это может затронуть россий-ские компании. Например, Юрий Малышев, академик РАН и пре-зидент НП «Горнопромышленни-ки России», считает, что россий-ским производителям угля нужно готовиться к худшему сценарию.

«В США строят терминалы на экспорт 100-120 млн тонн угля в год, что больше, чем весь наш экспорт. Они нас вышибут с рын-ка!», – предрек ученый на VII съезде геологов России.

По словам Малышева, два года назад он вместе с коллегами на-стоял на проведении слушаний по сланцевому газу в Государствен-ной Думе. «Но наши великие газовики сказали, что это пу-зырь», – сообщил академик. Во-прос о том, чтобы осваивать эти технологии в России, был закрыт.

Теперь сланцевый пузырь надул-ся так, что угрожает положению не только великих газовиков, но и не менее великих нефтяников, угольщиков и газохимиков, если они не сумеют подготовиться к встрече с этим феноменом.

Юрий Когтев,главный редактор журнала«RusEnergy: Разведка и Добыча»

«Они нас вышибут с рынка!»

4 RUSENERGY: РАЗВЕДКА и ДОБЫЧА №10/2012

ПОлиТиКА


если что-то и могло заставить алексея миллера и игоря Сечина позировать на фото-графии в обнимку, то только российский шельф. Благода-ря этому альянсу госкомпании пресекли попытку правитель-ства открыть офшорные ме-сторождения для частных ин-весторов. Но как только цены на нефть снизятся, позиции миллера и Сечина ослабнут, и либеральные идеи будут извлечены из-под сукна. такой вывод можно сделать из анализа чувствительности IRR шельфовых проектов по отношению к цене нефти.

Отстояли монополиюГлава «Газпрома» Алексей Миллер и президент «Роснефти» Игорь Сечин успешно защитили российский шельф от притяза-ний частных инвесторов. Письмо на имя президента Владимира Путина, которое два руководи-теля направили на следующий день после памятной встречи 19 сентября в офисе «Газпрома», не осталось без последствий для рос-сийского рынка. Гарант конститу-ции потребовал от правительства ускорить выдачу офшорных лицензий двум госкомпаниям.

«Роснефть» претендует как минимум на 14 новых офшорных участков (имея уже 14), «Газ-пром» – на 29 (в активе 7), в том числе на те, которые указала в своем списке «Роснефть». Не-смотря на это пересечение, ве-рится, что госкомпании догово-рятся: Сечин уже поддерживает

Миллера в отношении сохране-ния единого экспортного канала российского газа, а Миллеру будет трудно не оценить такой жест от человека, которому про-ще других разрушить экспортную монополию «Газрома».

Внезапно обнаружившаяся дружба двух гигантов, которых в отрасли считали вечными ан-тагонистами, спутала все карты правительству. Начиная с мая премьер Дмитрий Медведев укре-плял свои позиции в министер-ствах – сложилось ощущение, что вице-премьер по ТЭК Аркадий Дворкович, глава Минэнерго Александр Новак и министр при-роды Сергей Донской исповедуют схожие либеральные взгляды. В июле Дворкович написал Путину отчет о выполнении его поручения по выдаче лицензий на шельфе госкомпаниям, в котором отметил, что у последних уже до-статочно офшорных месторожде-ний, а вот темпы по их освоению низкие. Все лето правительство готовило поправки, открывающие шельф для частных инвестиций.

Однако после того как Сечин сумел укрепить свои позиции за счет альянса с Миллером, либе-ральные министры резко сменили риторику. Новак теперь не видит ничего угрожающего в поглоще-нии «Роснефтью» ТНК-BP и рож-дении гиганта с 40-проц. долей в нефтедобыче страны, Дворко-вич и Донской обещают выдать этому гиганту все понравивши-еся ему лицензии до 1 ноября. Сейчас речь в МПР идет только

о том, чтобы сократить площа-ди лицензируемых участков до разумных пределов и прописать в лицензионных обязательствах адекватные объемы ГРР.

Гаранты стабильностиСекрет успеха Миллера и Сечина не столько в близости к Владими-ру Путину (Дмитрий Медведев, например, тоже в числе при-ближенных), сколько в совпа-дении их интересов. Президент прекрасно понимает, что без прямого и безусловного доступа к участкам на шельфе «Роснефть» и «Газпром» вряд ли останутся такими же желанными партне-рами для зарубежных компаний, с которыми им сегодня удается обмениваться активами и, что особенно важно, которых они могут вовлекать в политически мотивированные проекты. В то же время, добыча на шельфе – дело отдаленного будущего, так что неотложных причин поддер-живать либерализацию доступа к шельфу у президента пока нет.

Сохранение монополии госком-паний на шельф – это потенци-альные подряды на строительство офшорной техники для военно-промышленного комплекса РФ, то есть, дополнительное финан-сирование огромного кластера экономики, который от частных компаний ни за что бы этих заказов не получил. Это также полный контроль над крупными иностранными инвестициями в нефтегазовый сектор России, а следовательно, возможность влиять через зарубежных мейд-

Либералы в резервеПравительство уступит госкомпаниям шельф, но только на период высоких цен


ПОлиТиКА

жоров на интонации лидеров других государств, когда они вы-сказывают свое мнение о России и ее руководителе. Проще говоря, госмонополии – гаранты ста-бильной действующей власти.

В то же время, в эпоху низких цен на углеводороды такая схема будет неэффективна. Как только цена на нефть приблизится к $60 за барр., капиталы двинутся в ту точку мира, где правительство окажется уступчивее, а инвести-ционные условия будут более гибкими. И на этот случай Пути-ну следует сохранять либерально мыслящее правительство, которо-му частный бизнес поверит. По-этому старый добрый «тандем» из политического поля не ис-чезает, а лишь на время уступает свои позиции схеме с использова-нием госмонополий как гарантов «энергобезопасности».

Пока не упали ценыЗапас прочности нынешней схемы становится понятнее, если рассмотреть экономику потенциальных офшорных проектов в рамках СП госкомпа-ний с западными инвесторами. Энергетический центр «Скол-ково» сделал это и выяснил, что IRR зарубежного партнера в среднестатистическом проекте в Печорском море (при условии, что глубина моря – около 20 м, период открытой воды – 5 меся-цев, толщина пакового льда – 1-2 м, а запасы открытого место-рождения – 64 млн т) с большой вероятностью оказывается выше 10% в реальном выражении.

Анализ чувствительности пока-зывает, что наибольшее влияние на внутреннюю норму доходно-сти иностранного партнера ока-зывает изменение цены на нефть. Если цена на нефть повышается до $130/барр., то IRR частного инвестора, взятого в проект на тех же условиях, что, например,

ExxonMobil в СП с «Роснефтью» (на 33,3% участия в прибыли при 100% оплате ГРР), вырастает до 17-18%. Если цена снижается до $60/барр, IRR падает до мало-привлекательных 8%. При цене в $90/барр. IRR оказывается на уровне 12,5%. Таким образом, схема взаимоотношений «Рос-нефти» с иностранными инвесто-рами по шельфу жизнеспособна, пока цены не опускаются ниже $90/барр.

Есть у нее даже небольшой резерв: налог на прибыль. Все вы-шеприведенные расчеты делались исходя из предположения, что операционная компания по раз-работке шельфа зарегистрирована в России и здесь платит 20-проц. налог. Но партнеры могут зареги-стрировать совместную компанию и в офшоре – она ведь не являет-ся владельцем стратегической ли-цензии. В отсутствии механизма налогового огораживания налог

на прибыль компания-оператор сможет оставлять себе.

Что произойдет, если, скажем, сланцевая революция, на этот раз в нефтедобыче, снизит цены на нефть до $60/барр. или если первые открытия на Арктическом шельфе разочаруют инвесторов? Тогда правительство достанет из-под сукна свои законопроекты по либерализации доступа к шельфу, а «Роснефти» придется, как ми-нимум, пересмотреть распреде-ление долей инвестиций в своих СП, чтобы удержать партнеров в России. Риторика чиновников и госмонополистов будет содер-жать все те же отсылки к необхо-димости укрепления энергетиче-ской безопасности России и всего мира, но ключом к этому будет признаваться уже не монополия, а здоровая конкуренция.

Анализ чувствительности IRR инвестора к изменению экономических предпосылок для типового проекта в Печорском море (при базовом коэффициенте успеха открытия 0,5, цене нефти – $90/барр.)

Источник: Энергетический центр «Сколково»


ПОлиТиКА

Двадцать упущенных лет:

государственная программа освоения углеводородных ресурсов российского кон-тинентального шельфа опять отправлена на доработку. история подготовки этого документа насчитывает уже 20 лет, однако дать «добро» на начало комплексных работ на морских проектах прави-тельство никак не решается. тормозом на этот раз могут стать мировые цены на нефть и газ, которые не проявляют тенденций к росту.

Очень долгий ящикПравительство не смогло принять комплексную программу изуче-ния и освоения континентального шельфа на совещании 24 сентя-бря. Премьер –министр Дмитрий Медведев дал указание создать рабочую группу под руковод-ством вице –премьера Аркадия Дворковича для доработки доку-мента, подготовленного Мини-стерством природных ресурсов и экологии. Срок – до конца октября, но источники в кабинете министров сомневаются в том, что программу удастся согласо-вать со всеми заинтересованными сторонами к этому времени.

Попыткам создать государствен-ную программу для шельфа испол-няется два десятилетия. Именно в 1992 году правительство распо-рядилось о ее подготовке, но два года спустя приняло вместо этого график лицензионных конкурсов на 22 участка в Баренцевом море. График был сорван. Для того, чтобы на свет появилась «Единая

государственная стратегия из-учения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа Российской Федерации», потребовалось еще десять лет, но в 2006 году ее стали принимать заново, в несколько видоизменен-ном варианте, дополнив «ком-плексным планом действий».

Эти документы тоже остались на бумаге, и в январе 2011 года прави-тельство дало профильным ведом-ствам срок до конца года, чтобы подготовить новую программу ос-воения углеводородных ресурсов. Минприроды выполнило указание с некоторой задержкой, разослав проект для согласования в феврале этого года. Кабинет министров со-брался для рассмотрения проекта в конце третьего квартала вместо второго, как планировалось, и те-перь возникла очередная рабочая группа по доработке…

Несвоевременный либерализмПо свидетельству тех же источ-ников, проект программы не про-шел согласования из –за того, что замахнулся на порядок, создан-ный для морских нефтегазовых проектов законодательными но-вациями 2008 года, когда доступ на шельф, включая возможности геологоразведочных работ, был закрыт для всех, кроме «Газпро-ма» и «Роснефти».

«Если проект примут даже в нынешнем мягком виде, есть угроза того, что встанет вопрос об отмене дискриминационного законодательства, – считает от-ветственный сотрудник Минэнер-го, – а признавать ошибки 2008 года пока никто не готов. Каби-нету хватает забот с тюнингом бюджета и дележкой денег «Рос-

нефтегаза», и дополнительные трения с президентской админи-страцией ему сейчас совершенно ни к чему».

В Минприроды постарались сгладить впечатление от пред-лагаемых реформ. Проект сфокусирован на либерализации геологоразведки и практиче-ски не замахивается на льготы госкомпаний в разработке от-крытых запасов. Министерство всего лишь предложило выдавать без конкурса лицензии на поиск новых залежей и подчеркнуло, что в случае открытия контроль-ный пакет (50% плюс одна акция) добычного проекта достанется государству, как и предписано действующими законами.

С оглядкой на соседейПредставляя проект правитель-ству, глава министерства Сергей Донской привел весомые аргу-менты в пользу либерализации геологоразведки, сославшись на опыт соседей по Арктике. Он на-

Правительство вновь отложилопринятие шельфовой программы

Если бы проект приняли даже в нынешнем мягком виде, мог бы встать вопрос об отмене дискриминационного законодательства


ПОлиТиКА

помнил, что изученность россий-ского шельфа в 20 раз меньше, чем у шельфа Норвегии, и в 10 раз — американского шельфа Чукотского моря.

«Такие доводы хорошо действу-ют на Путина, – отметил тот же чиновник Минэнерго. – Ведь именно он в феврале, когда выступал перед активистами Общероссийского народно-го фронта и политологами, вдруг заявил, что доступ на шельф надо либерализовать. Вот только рядом с Путиным в президентской комиссии по ТЭКу сидит Сечин, для которого такой подход неприемлем».

Действительно, через несколько дней после либеральных выска-зываний Путина в Минприроды поступил отзыв Минэнерго на проект шельфовой программы, направленный категорически против облегчения доступа к морским проектам кому –либо кроме государственных компа-ний. С тех пор, правда, к руковод-ству Минэнерго пришли люди, не так плотно ассоциируемые с ли-нией Сечина, и часть возражений авторам документа удалось снять. В ответ «государственники» перешли в наступление, сформи-ровав альянс.

Альтернатива льготниковПока «либералы» из Минприро-ды готовили свой проект, «Газ-пром» с «Роснефтью» действо-вали без оглядки на эти робкие потуги, причем нефтяная госком-пания под руководством Сечина выступает в качестве лидера в этом тандеме.

Беседуя с журналистами на международном форуме в Сочи, Сечин объявил, что «Газпром» и «Роснефть» подготовили инвестиционную программу по геологоразведочным работам на шельфе на общую сумму 40 млрд

рублей в этом году и 500 млрд рублей на период до 2015 года. Кроме того, руководители двух госкомпаний подписали в при-сутствии Дмитрия Медведева соглашение о сотрудничестве и совместном использовании инфраструктуры при освоении шельфа.

Суммы, о которых идет речь, вы-глядят скромно. Годовая инвест-программа «Газпрома» состав-ляет примерно 800 млрд рублей, а «Роснефти» – около 600 млрд, и совместные ассигнования в размере 40 млрд рублей погоды не делают. «Соглашение можно рассматривать как демонстратив-ный ответ на попытки допустить на шельф других игроков. А уж сколько на самом деле Миллер с Сечиным потратят на совмест-ные работы – пока сказать не-возможно. Это лишь декларация о намерениях», – считает анали-тик западного инвестиционного банка в Москве.

Мотивация дискриминацииМежду тем чиновники, связанные с подготовкой и продвижением проекта программы, заверили RusEnergy в том, что шансы на ее принятие сохраняются. «Мы рас-считываем, что негосударственным компаниям откроют ограниченный выход на шельф для поиска нефте-газовых запасов, – говорит один из них. – Что касается лицензий на добычу, то будем реалиста-ми: никто кроме госкомпаний не возьмется сейчас за такие проекты. Конъюнктура не та».

Под неблагоприятной конъюн-ктурой надо понимать в первую очередь устойчивую тенденцию снижения цен на газ, который до-минирует в залежах арктического шельфа. Провал Штокмана – на-глядный пример. Газ арктическо-го шельфа невозможно продать даже по себестоимости, несмотря на предлагаемые правительством налоговые льготы.

Неутешительный прогноз

Выходящая в Осло газета Aftenposten опубликовала 4 сентября выдержки из исследования, проведенного норвежским Центром мирового климата и изучения окружающей среды совместно с госу-дарственной службой статистики.

Авторы считают, что высокая себестоимость добычи нефти и газа на арктическом шельфе будет ограничивать вовлеченность этого региона в глобальный энергобаланс вплоть до 2050 года.

Объем добычи нефти в Арктике, говорится в исследовании, сокра-тится за этот срок с 10% от мировой до 8%. Что касается газа, то падение будет еще более значительным – с 27% до 22%. Физиче-ские объемы добычи газа в арктических водах должны сокращать-ся до 2030 года, после чего возможно некоторое возобновление роста.

По мнению норвежских экспертов, себестоимость добычи газа в Арктике останется намного выше, чем разработка сланцевых месторождений в Северной Америке и залежей традиционного газа на Ближнем Востоке.


ПОлиТиКА

ЛУКОЙЛ не случайно объявил на днях, что прекращает перегово-ры с «Роснефтью» о совместной работе на шельфе. Официальная причина – отсутствие взаимовы-годных проектов. Корпоративная стратегия ЛУКОЙЛа исключает проекты с рентабельностью менее 15 –16%. При этом «Роснефть» рассчитывает, что партнер, ко-торому отводится не более трети

долевого участия, профинансиру-ет всю разведку и возьмет на себя все геологические риски.

А преимуществом российских госкомпаний можно считать их готовность по воле правительства браться за заведомо нерента-бельные мегапроекты, что не раз доказывали и «Газпром» (на-пример, с газопроводами Саха-лин –Владивосток или «Южный поток»), и «Роснефть» (нефте-химический комплекс в Находке или участие в проектах обхода Босфора).

Спешить некудаКоммерческие компании, ори-ентирующиеся на интересы акционеров, проявляют осторож-ность в арктических планах. Shell

свернула программу бурения текущего года в Чукотском море у берегов Аляски и признала, что тенденция к сокращению цен на газ вынуждает ее пересмотреть оценку рентабельности проектов в Австралии и других регионах. Британские законодатели призы-вают к полному запрету бурения в Арктике. Total призвала пре-кратить разведку на нефть на

арктическом шельфе. Официаль-ный повод для такого настроения французов – экологические соображения, но наблюдатели не без основания считают, что на первом месте и здесь экономика.

Если комплексная программа не будет принята в ее нынешнем виде, разведка шельфа силами всего двух госкомпаний – пусть даже и при содействии иностран-ных стратегических партнеров «Роснефти» – вряд ли получит стимул к ускорению. Выделяемых на это средств и доступных для привлечения мощностей под-рядчиков явно недостаточно для быстрого и широкомасштабного изучения огромной акватории. У «Роснефти» на трех участках в Карском море выявлены 23

перспективные структуры, но по лицензионным обязательствам до 2020 года компания должна про-бурить лишь четыре поисковые скважины.

В случае принятия программы либерализации подготовительная работа к допуску новых развед-чиков недр займет не менее года, считают в Минприроды. Ускоре-ние разведки, если и произойдет, то будет незначительным, а ин-терес потенциальных операторов к разработке вызывает сомнения. На фоне нынешних цен на газ компании могут рассчитывать лишь на то, что открытые запасы появятся на их балансе и будут содействовать увеличению ры-ночной капитализации.

В случае либерализации доступа к шельфу ускорение разведки, если и произойдет, то будет незначительным


НАлОги

В правительство направлены поправки к Налоговому ко-дексу о новом понижающем коэффициенте к налогу на добычу нефти из низкопро-ницаемых коллекторов. До совершенства разработан-ному документу еще далеко. Но времени на доработку уже не осталось – усовершен-ствовать налоговую модель, скорее всего, придется в про-цессе обкатки.

Шаг к объективностиМинфин, Минприроды и Ми-нэнерго 1 октября завершили разработку нормативно-правовых актов во исполнение распоряже-ния правительства о трудноизвле-каемой нефти №700-р. Опубли-кованный законопроект немного пересматривает первоначальную концепцию, изложенную в распо-ряжении. Во-первых, баженовская свита получает нулевую ставку НДПИ автоматически, без необхо-димости измерять проницаемость.

Что касается тюменской, ачимов-ской и прочих свит, где встреча-ются низкопроницаемые коллек-торы, то для них поправки вводят понижающий коэффициент Кд. При этом размер Кд зависит не только от проницаемости, как предусмотрено распоряжением, но и от эффективной нефтенасы-щенной толщины пласта. Введе-ние второго параметра позволяет судить о потенциальном дебите залежи намного объективнее.

И все же, поправки не идеальны, признают эксперты, участвовав-шие в подготовке документа. Они не учитывают все горно-геологи-ческие характеристики залежи, а также свойства извлекаемой нефти. В Минфине признают, что впоследствии, вероятно, придется снова править Налоговый кодекс, чтобы сделать распределение льгот более справедливым.

Ноль для баженаНо для начала хорошо и то, что законопроект полностью осво-бождает от НДПИ все проекты по добыче нефти баженовской свиты. Независимо от показате-лей проницаемости (параметра, неприменимого для глинистых сланцев бажена) в пределах баже-новских, абалакских, хадумских и доманиковых продуктивных отложений действует нулевой НДПИ. Список этих свит, кото-рые считаются самыми слож-ными для разработки в России, министерства согласовывали с ведущими российскими компа-ниями.

Льгота дается на 15 лет, начиная с того месяца, в котором степень выработанности запасов объекта превысила 1%, – т.е. когда проект можно считать уже промышлен-ным, а не экспериментальным.

При этом месторождения баже-новской свиты, которые были рентабельны и до льгот, нулевую ставку НДПИ не получат. Соглас-но поправкам, льгота распростра-няется на новые нефтяные за-лежи, т.е. залежи, запасы которых стоят на Государственном балансе на 1 января 2012 года и степень выработанности которых на эту дату составляет менее 1%; либо на те залежи, которые поставле-ны на баланс уже после 1 января 2012 года.

Прямо сегодня компании вряд ли смогут воспользоваться этими льготами. Технологии извлече-ния нефти баженовской свиты еще очень далеки от коммерче-ского применения. Так, термо-газовый метод воздействия на пласт, который разрабатывает РИТЭК, до сих пор не доказал свою промышленную эффектив-ность. Горизонтальное бурение с многозональными гидроразры-вом, которое собиралась опробо-вать в баженовских глинах Salym Petroleum Development, компа-

ния начнет применять не ранее 2013 г. Но важно, что стимул для поиска технологии для бажена министерства создали.

Льготы в первом приближенииНалоговую модель для трудноизвлекаемых запасовотладят после запуска

Приямо сегодня компании вряд ли смогут воспользоваться нулевым НДПИ для баженовской свиты – нет технологий добычи


НАлОги

Поправили ПутинаСэкономить на НДПИ уже в ско-ром будущем компаниям позво-лит льготная ставка для залежей с проницаемостью не более 2 х 10-3 мкм2 (2 мДарси). При этом от первоначальной концепции выделения такой льготы мини-стерствам пришлось отойти. Рас-поряжение правительства 700-р от 3 мая, подписанное Владими-ром Путиным, предполагало, что низкопроницаемые коллектора разделят на три категории, по которым и будет ранжирован НДПИ:

•первая категория – проница-емость в интервале от 1,5 до 2 мДарси и коэффициент к НДПИ 0,3-0,5;

•вторая категория – проница-емость в интервале от 1 до 1,5 мДарси и коэффициент к НДПИ 0,1-0,3;

•третья категория – проницае-мость до 1 мДарси включительно и коэффициент к НДПИ 0-0,1.

Шаг в 0,5 мДарси и один един-ственный параметр (проница-емость) для прогнозирования дебитов выглядел откровенной несуразностью (см. статью «Уроки геологии» в сентябрь-ском номере журнала «RusEnergy: Разведка и добыча»). К счастью, в процессе обсуждения поправок чиновники отказались от этой идеи и выделили льготу для всех коллекторов с проницаемостью ниже 2 мДарси, плюс ввели до-полнительный параметр.

Согласно проекту поправок к НК от 1 октября, льготы положены:

•при добыче нефти из нефтяной залежи с показателем проница-емости не более 2 х 10-3 мкм2(2 мДарси) и эффективной нефте-

насыщенной толщиной нефтяной залежи не более 10 метров – ко-эффициент к НДПИ 0,2 в течение 10 лет начиная с того месяца, в котором степень выработанно-сти запасов превысила 1%;

•при добыче нефти из нефтяной залежи с показателем проница-емости не более 2 х 10-3 мкм2(2 мДарси) и эффективной нефте-насыщенной толщиной нефтяной залежи более 10 метров – коэф-фициент к НДПИ 0,4 в течение 10 лет начиная с месяца, в котором степень выработанности запасов превысила 1%.

Нюансы не учтеныОпрошенные RusEnergy геологи, тем не менее, критически отозва-лись и о новом документе. «Эти два параметра – проницаемость и эффективная нефтенасыщенная толщина – явно не учитыва-ют все характеристики залежи, которые позволяют объективно судить о трудности извлечения нефти, – говорит старший на-учный сотрудник ВНИГНИ Врам Тавризов, – Есть еще расчленен-ность, песчанистость, тектоника и прочее».

На двух различных залежах с со-вершенно одинаковой предель-ной эффективностью пласта и идентичными показателями проницаемости дебит может быть разным из-за того, что различно количество и толщина непро-ницаемых пропластков – это т.н. коэффициент расчлененности залежи. Кроме того, на показате-ли добычи будут влиять глубина залегания пласта, его форма, расположение тектонических нарушений и вязкость нефти. Ми-нистерства эти нюансы в данных поправках не учли.

Вопросы есть и по самой предель-ной эффективной нефтенасы-щенной толщине пласта (это самое большое расстояние от

основателю научной школы алексею кошелеву – 75 лет

Алексею Кошелеву, известному россий-скому учёному-нефтянику, 3 ноября ис-полняется 75 лет. Алексей Тимофеевич считается одним из основателей отече-ственной школы научных исследований в области ремонтно-изоляционных работ при бурении, освоении и эксплуа-тации нефтяных скважин.

Ученый является автором более 200 патентов, авторских свиде-тельств на изобретения, брошюр, научных статей и монографий. Алексей Тимофеевич внёс значительный практический вклад в освоение нефтяных месторождений Западной Сибири, Башкор-тостана, Татарстана и других регионов России, а также бывших республик СССР.

В настоящее время профессор Кошелев является членом Эксперт-ного совета по проблемам нефти и газа при ВАК Министерства образования и науки РФ. Редакция RusEnergy горячо поздравляет юбиляра и желает ему долгих лет жизни и творческой работы на благо нефтегазовой отрасли.


НАлОги

кровли пласта до плоскости водо-нефтяного контакта по линии, перпендикулярное одной из этих поверхностей, – RusEnergy) – по-чему репером взяты 10 метров? И какая толщина будет считаться «предельной» – максимальная толщина пласта или, как часто оказывается при проверке до-кументов компаний, подаваемых в ГКЗ, средняя?

Процесс созреванияВсе расчеты отрабатывались на отраслевой модели, которую Ми-нэнерго подготовило еще в июле. Это репрезентативная выборка проектов по разработке трудно-извлекаемых запасов: 33 новых месторождения, принадлежащие шести ведущим российским не-фтяным компаниям – ЛУКОЙЛу, «Газпром нефти», «Башнефти», «Роснефти», «Сургутнефтегазу», ТНК-BP. И параметры льготы перед разработкой поправок были согласованы с ведущими ВИНК.

«Сначала мы предполагали обойтись Кд в 0,4 для нефти всех низкопроницаемых коллекторов, независимо от толщины пласта, – говорит заместитель директора департамента налоговой и та-моженно-тарифной политики Минфина Алексей Сазанов. – Но в результате расчетов выясни-лось, что этой льготы уже не-достаточно, если эффективная не-фтенасыщенная толщина меньше примерно 10 м. Для такой нефти Кд приняли в размере 0,2».

Сазанов отметил, что ни о каких нюансах, связанных с текто-ническим строением залежи, нефтяные компании чиновникам не сообщали. Единственное, что нефтяники просят учесть – это вязкость нефти. Сегодня для сверхвязкой нефти (более 200 мПа х с) действует нулевая ставка НДПИ, но представители «Тат-нефти» предложили Минфину дифференцировать НДПИ для нефти с вязкостью от 30 до 200

мПа х с. Так может появиться еще один коэффициент к НДПИ. «Мы это предложение рассматрива-ем», – говорит Сазанов.

Он также не исключил, что в бу-дущем придется внести дополни-тельные поправки, устанавлива-ющие более плавную градацию Кд: с промежуточными цифрами между 0,2 и 0,4. Но все это потом. Сейчас, по мнению чиновников, самое главное – принять и ис-пытать на практике подготовлен-ные поправки, которые должны вступить в силу уже с 1 января 2013 года.


НАлОги

Юрий ИвановСтарший юрист налоговой практики VEGAS LEX

1 октября 2012 минфин рФ разместил на своем офици-альном сайте проект феде-рального закона «о внесении изменений в часть первую и часть вторую Налогового кодекса российской Федера-ции». он разработан во испол-нение распоряжения прави-тельства рФ от 03.05.2012 №700-р и направлен на сти-мулирование добычи трудно-извлекаемой нефти. однако следует отметить, что проект содержит ряд юридических недочетов, которые могут обернуться проблемами для налогоплательщиков.

Самый главный недочет – не-корректное описание взаимной зависимости нового коэффици-ента к налогу на добычу полезных ископаемых Кд и старых Кв и Кз.

Так, согласно проекту п.5 ст.342.1 НК РФ льготный Кд (0; 0,2; 0,4) применяется при одно-временном соблюдении всех следующих условий:

1) добыча нефти осуществляется из скважин, работающих (со-гласно утвержденному техноло-гическому проекту разработки месторождения, в котором выде-лены соответствующие нефтяные залежи) исключительно на нефтя-ных залежах с проницаемостью не более 2 х 10-3 мкм2 и/или отне-сенных к баженовским, абалак-ским, хадумским и доманиковым продуктивным отложениям;

2) добыча нефти осуществляется из нефтяных залежей, запасы которых учтены в государствен-ном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденного по состоянию на 1 января 2012 года, и степень выработанности за-пасов которых по состоянию на 1 января 2012 года составляет менее 1%, либо запасы нефти по которым поставлены на государ-ственный баланс после 1 января 2012 года.

На первый взгляд данные положе-ния не вызывают существенных опасений: максимум, чего может

лишиться налогоплательщик – это новая льгота. Однако проект федерального закона помимо требований п.5 ст.342.1 НК РФ содержит изменения в пп.9 п.2 ст.342 НК РФ, согласно которым коэффициенты Кв и Кз принима-ются равными 1, если значение коэффициента Кд составляет менее 1.

Нюанс в том, что значения Кв и Кз принимаются равными 1 в зави-симости от самого значения Кд, а не от факта его применения. В свою очередь, Кд может быть менее 1, но при этом не будет применяться, если не соблюдены требования п.5 ст.342.1 НК РФ.

Льготы наизнанкуНа практике это будет означать, что налогоплательщики, у которых Кд составляет менее 1, но не мо-жет быть применен, с введением поправок не только не получат на-логовую льготу по коэффициенту Кд, но и лишатся льгот от коэффи-циентов Кв и Кз.

Например, для участка недр, отнесенного к баженовским, абалакским, хадумским и домани-ковым продуктивным отложениям с начальными извлекаемыми запасами 4 млн т и выработанно-стью 3% по состоянию на 1 января 2012 года (подпадает под льготу для мелких месторождений) на-логовая ставка в 2013 году будет определяться по новой формуле таким образом:

Без подводных рифов не обошлосьО юридических недочетах проекта поправок по НДПи


НАлОги

470 рублей/т х Кц х Кв х Кз х Кд, где Кд равно 0, но не может быть применено, поскольку залежь вы-работана больше чем на 1%, а Кз, тем не менее, должен быть принят за 1. Соответственно, налоговая ставка будет определяться как 470 рублей/т х Кц х 1 х 1.

Без поправок такое месторожде-ния получило бы льготу хотя бы по величине запасов: 470 рублей/т х Кц х 1 х 0,875.

Ещё больший негативный эко-номический эффект вводимые изменения будут оказывать на выработанные участки недр с залежами нефти, отнесенны-ми к баженовским, абалакским, хадумским и доманиковым про-дуктивным отложениям и/или с показателем проницаемости не более 2 х 10-3 мкм2.

Могло быть хужеК счастью, проект федерального закона не содержит двух требова-ний, которые изначально пред-усматривались распоряжением правительства №700-р:

•ведения прямого раздельного учета нефти сырой, добываемой на участках недр, содержащих за-пасы трудноизвлекаемой нефти, к которым применяется понижен-ная ставка налога на добычу;

•ведения раздельного бухгал-терского и налогового учета, а также раскрытия информации в том числе по отдельному виду бизнеса (в рамках установленной рыночной практики) для проектов по разработке участков недр, со-держащих запасы трудноизвлека-емой нефти, в целях определения отдельной налоговой базы по каждому такому проекту.

Такие требования могли полно-стью сделать бездейственными вводимые изменения.

Так, достаточность раздельного бухгалтерского и налогового уче-та всегда может быть поставлена под сомнение налоговым орга-ном, особенно когда это касается снижения НДПИ от 60% до 100% от установленной общей налого-вой ставки.

В отношении прямого раздель-ного учета нефти у законодате-лей уже был негативный опыт. Установленная с 2007 г. нулевая ставка по НДПИ для добычи сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 мПа x с (в пластовых условиях) фактиче-ски не могла применяться многи-ми нефтяными компаниями из-за того, что закон требовал исполь-зовать только прямой метод учета количества добытой нефти.

В данном виде норма просуще-ствовала недолго, и требование о прямом методе учета было от-менено Федеральным законом от 22.07.2008 № 158-ФЗ. Но судеб-ные споры в отношении того, что такое прямой и что такое косвен-ный метод появились практиче-ски с введением главы 26 НК РФ и продолжаются по сей день.

К вопросу о потеряхНеобходимо отметить, что проект федерального закона «О внесении изменений в часть первую и часть вторую Налогового кодекса Рос-сийской Федерации» содержит не только положения, разработанные во исполнение распоряжения пра-вительства Российской Федерации от 03.05.2012 №700-р, но и вводит новое определение фактических потерь при добыче нефти.

Фактическими потерями при-знается разница между рас-четным количеством нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, на кото-рое уменьшаются запасы нефти

обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, определя-емым по результатам измерений продукции скважин на основании информации оперативного учета, и количеством фактически добы-той нефти обезвоженной, обес-соленной и стабилизированной, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче нефти.

Данный порядок унифицирует по-рядок определения потерь, хотя и несколько отличается от обычно применяемого нефтяными ком-паниями, так как не содержит корректировку на остатки нефти в нефтепроводах, резервуарах, технологических емкостях, ис-пользование нефти на собствен-ные нужды и т.д.

Вводимое определение факти-ческих потерь нефти направлено на упрощение налогового адми-нистрирования и сокращение количества споров между нало-гоплательщиками и налоговыми органами в отношении определе-ния потерь, однако до введения четкого понятия прямого метода учета полезного ископаемого споры будут продолжаться.


СЕРВиС и ОБОРУДОВАНиЕ

раЗВеДка

«руссНефть» планирует получить два участка для проведения ГРР в Алжире. По сообщению главы компании Михаила Гуцериева, компания совсем не-давно открыла представительство в стране, пройдя сложный процесс регистрации.

«роснефть» и Sinopec не стали продлевать гео-логоразведочные лицензии СП «Удмуртнефть» на освоение двух участков в Удмуртии. Лицензии на Красногорский и Ельниковский участки были выданы в октябре 2007 г. и действовали до 10 сентября 2012.

«Сургутнефтегаз» получил лицензии на пять участков в Ямало-Ненецком автономном округе: Полуйский, Хадыяхинский, Восточно-Полуйский, Хулымъеганский и Немалъеганский. На начало 2012 г. в округе «Сургутнефтегазу» принадлежало восемь лицензий.

«роснефть» и Gunvor намерены совместно рабо-тать в области геологоразведки и нефтегазодобычи. Перспективы такого сотрудничества обсуждались 9 октября на встрече главы «Роснефти» Игоря Сечина и совладельцев Gunvor Геннадия Тимченко и Тор-бьорна Торнквиста.

Нк «роснефть» летом 2013 г. планирует начать сейсморазведочные работы 3D на структуре Запад-ный-Варандей-море на Медынско-Варандейском лицензионном участке. Объем полевых работ соста-вит не более 300 кв. км.

«Нафтогаз Украины» объявил конкурс на 3D-разведку поднятия Палласа на украинско-рос-сийской границе в Черном море. Ранее «Газпром» предлагал украинской госкомпании создать СП для изучения этой структуры с прогнозными ресурсами около 100 млрд куб. м газа.

«роснефть» в ходе конкурса получила лицензию на разведку и добычу углеводородного сырья на Серноводском участке в ингушетии. Компания предложила разовый платеж в размере 156 млн руб. и была признана победителем, так как единственная подала заявку на этот участок.

Нк «роснефть» планирует в 2013 г. начать геоло-горазведку на лицензионных участках на севере шельфа охотского моря. По сообщению генераль-ного директора «РН-Шельф Дальний Восток» Льва Бродского, компания готовится к полевым работам 2013 г. на новых лицензионных участках шельфа Охотского моря – Магадан 1, Лисянский и Кашева-

ровский. Планируется провести сейсморазведку 2D. В настоящее время идет работа по оценке воздей-ствия на окружающую среду.

«роснефть» выполнила лицензионные обяза-тельства по геологоразведке Венинского блока и ждет решения акционеров. В этом году про-бурена поисково-оценочная скважина N3 на Ве-нинском блоке с целью подтверждения структуры месторождения и поиска дополнительных резер-вов. Затраты на эту скважину составили свыше $100 млн. Глубина скважины – 3 тыс. 830 м, отход забоя от вертикали – 750 м. Точка бурения скважины на-ходится в 7 км от берега. О продуктивности скважи-ны компания умалчивает.

общественная экспертиза одобрила планы «каспийской нефтяной компании» по бурению поисково-оценочной скважины N1 на структуре рыбачья. Начать бурение планируется в октябре-ноябре 2013 г. Общая стоимость проекта – около 1,1 млрд руб. ($35 млн).

тНк-BP и HRT отстают от запланированной про-граммы геологоразведочных работ на проекте Солимойнс в Бразилии. Первоначально предполага-лось ежегодное бурение 20 скважин, но в этом году было пробурено всего девять, из них только шесть – с промышленными дебетами.

«лУкойл оверсиз» подписал СРП на геологораз-ведку морского блока на шельфе Кот д’Ивуара, полу-чив в проекте 60%. Еще 30% у PanAtlantic (б. Vanco) и 10% – у государственной PETROCHI Holding. На блоке выявлена перспективная структура Барракуда.

ДоБыча

тНк-BP планирует в 2013 г. добыть на месторожде-ниях Уватской группы 10 млн т нефти. В 2011 г. «ТНК-Уват» добыла 6 млн т нефти, таким образом, в 2013 г. добыча может возрасти в 1,7 раза по сравнению с 2011 г. С начала текущего года добыча нефти на месторождениях Уватской группы составила около 8 млн т.

«газпром нефть» и тНк-Вр начали добычу на Восточно-Мессояхском месторождении на Ямале. Точная оценка залежей и дебитов скважин завер-шится к 2014 г. – после окончания комплекса гидро-динамических исследований. По предварительным расчетам, пик добычи из основного продуктивного пласта месторождения будет достигнут к 2022-2023 гг. и составит 10 млн т нефти и 5 млрд куб. м газа.



оао «Сургутнефтегаз» ввело в эксплуатацию четвертое месторождение компании в Республике Якутия – Восточно-Алинское.

«тНк Вьетнам» начала добычу газа на шельфовом месторождении Лан До. Установленная мощность платформы «Лан До» – 5 млн куб. м в сутки. Ожида-ется, что добыча газа на проекте составит до 2 млрд куб. м в год.

Промышленная добыча нефти на лебединском участке «роснефти» может начаться в 2016 г. С июля 2012 г. на Лебединском участке на шельфе Сахалина одновременно с продолжением геолого-разведочных работ осуществляется пробная добыча нефти. На текущий момент работы по Лебединскому участку ведутся на основании поисковой лицензии.

«газпром» вовремя выведет Киринское ГКМ на про-ектную мощность. По сообщению губернатора Саха-линской области Александра Хорошавина, в данный момент наблюдается отставание от графика работ: ввод месторождения перенесен с конца 2012 г. на первую половину 2013 г. Однако выход на проектную мощность, даже с учетом этого отставания, состоит-ся в 2015 г.

«роснефть» и PdVSA создали СП для разработки блока Карабобо-2. Российская компания выплатит бонус $1,1 млрд, а также предоставит партнеру по проекту Corporation Venecolana del Petroleo («дочка» госкомпании PdVSA) кредит в размере $1,5 млрд сроком на пять лет.

«Национальный нефтяной консорциум» из пяти российских нефтяных компаний приступил к добыче нефти на венесуэльском блоке Хунин-6. Месторож-дение разрабатывает совместное российско-вене-суэльское предприятие Petromiranda, 60% в котором принадлежит венесуэльской нефтегазовой госком-пании PDVSA, 40% – ННК.

«рН-Шельф Дальний Восток», дочернее предпри-ятие «Роснефти», допускает возможность промыш-ленной разработки Венинского месторождения

проекта «Сахалин 3», даже если бурение третьей скважины не принесет существенных результатов. Бурение уже завершено, на текущий момент идут испытания скважины, которые могут быть закончены в начале октября.

«газпром» продолжает изучать возможности реали-зации Штокмановского проекта. В компании прошла презентация компании Shell в связи с ее возможным участием в освоении месторождения. По словам ис-точников в компании, обсуждалась возможность ис-пользования плавучих заводов по производству СПГ (floating LNG) с целью снижения стоимости и рисков при освоении Штокмана. Ранее новые технологиче-ские предложения, направленные на удешевление проекта, в монополии представили Aker и Total.

M&A

«газпром» предложил наивысшую цену за участие в израильском газовом офшорном проекте «Левиа-фан» (подтвержденные запасы газа – 450 млрд куб. м), обойдя по этому параметру других претендентов. Против вхождения российского концерна в проект выступает оператор «Левиафана» – американская Noble Energy (доля 39,66%).

Alliance Oil покупает за $128 млн компанию «СН-Газдобыча», владеющую двумя лицензиями на добы-чу газа в Томской области. Ее запасы по категории 2Р составляют около 15 млн т н.э.

ExxonMobil намерена покинуть проект «Западная Курна-1», где является оператором с долей 60%. Основные причины – конфликт с властями Ирака из-за ГРР в Курдистане, а также низкая рентабель-ность проекта.

лУкойл готов выкупить долю ТНК-BP в венесуэль-ском проекте «Хунин-6» (извлекаемые запасы – 11 млрд барр. нефти), где на паритетной основе рабо-тают «Роснефть», ЛУКОЙЛ, ТНК-BP, «Сургутнефте-газ» и «Газпром нефть».


гЕОлОгия

Запасы с буквой ЕМинприроды подготовило проект новой классификациизапасов и ресурсов

минприроды не оставило попыток разобраться, какие запасы у компаний рентабель-но извлекаемые, а на какие вряд ли можно рассчитывать. и разработало новую клас-сификацию, которая может быть введена в действие с 2014 года. Не исключено, что нефтяникам придется по-сле пересчета существенно скорректировать цифры своих балансовых запасов.

Не ждалиДо конца 2012 года в России по-явится окончательная редакция новой классификации запасов и ресурсов углеводородного сырья, учитывающая экономику разработки месторождений. Как рассказал RusEnergy участник рабочей группы при Минприро-ды Дмитрий Богданов, в конце сентября классификация уже была передана в федеральные органы исполнительной вла-сти на тестирование, и на базе Госкомиссии по запасам сейчас ведется сопряжение с ней кор-респондирующих нормативных актов – необходимо, например, выпустить приказ об изменении порядка ведения госбаланса.

«Весь 2013 г., я думаю, будет посвящен апробации, а с 2014-го, если все пройдет нормально, новая классификация может быть официально введена в дей-ствие», – говорит Богданов.

Предыдущая попытка ввести новую классификацию потерпела фиаско: бывший министр Юрий Трутнев обещал перейти на нее

сначала с 1 января 2009 г., потом ежегодно откладывал, пока в кон-це 2011 г. не признал собствен-ный приказ о переходе на новую классификацию (№ 958 от 1 ноября 2005 г.) утратившим силу. Публикации в СМИ на этот счет прекратились в начале 2012 г.

Но, как удалось выяснить RusEnergy, работа над новой классификацией вовсе не прекра-щалась. И 24 сентября рабочая группа при Минприроды подго-товила презентацию для мини-стерства по базовому варианту классификации запасов и ресур-сов нефти и горючих газов. Она ранжирует запасы и ресурсы по степени геологической изученно-сти (В, С, D), а только запасы – еще и дополнительно по эконо-мической эффективности (Е).

По экономической эффективно-сти запасы делятся на следующие группы:

•Экономически эффективные – Е1 (это могут быть запасы геоло-гической категории В, С1 и С2)•Потенциально экономически эффективные – Е2 (В, С1, С2)•Экономически неэффектив-ные – Е3 (В, С1, С2)•Предварительно оцененные – Е4 (только С1, С2).

Для экономической оценки Мин-природы использует те же пара-метры, что применяет Минэнерго

к низкорентабельным проектам, когда обосновывает выделение им налоговых льгот. Богданов считает, что новая классифика-ция будет прекрасно дополнять работу Минэнерго.

C3 уходитНовая классификация оставляет привычные категории запасов и ресурсов по геологической изученности, лишь немного их скорректировав. Исчезает, например, категория запасов А – она объединена вместе с В. Нет категории С3, вместо нее вводится D0.

Зато рабочая группа при Мин-природы вводит дополнительную категорию – Е, через которую и отражаются экономически рентабельные запасы. Важно, что предлагается не заменить «геоло-гические» В, С, D на «экономиче-ские», а дополнить классифика-цию новой категорией. Она будет отражаться отдельной строкой в Госбалансе и даст представ-ление об объемах рентабельно извлекаемой нефти в России – то есть покажет те цифры, смутное представление о которых есть сейчас только в Минэнерго, раз-рабатывающем различные льгот-ные режимы для отрасли.

Е в довесокСогласно проекту классифи-кации, промышленные запасы

В классификацию вводится дополнительная категория – Е, через которую и отражаются рентабельные запасы


гЕОлОгия

следует подразделять по степени экономической эффективности освоения на три группы:

Группа Е1 – экономически эф-фективная часть извлекаемых за-пасов, которые возможно добыть в рамках оптимальных проект-ных решений при действующем налоговом режиме с учетом обоснованных предположений относительно прогнозных цен реализации продукции, рынков сбыта, капитальных и эксплуата-ционных затрат, возможностей транспортировки, транспортных тарифов и иных экономических условий за срок рентабельной разработки;

Группа Е2 – потенциально эко-номически эффективная часть извлекаемых запасов, разработка которых экономически неэффек-тивна при действующих экономи-ческих условиях и современных технологиях и технических сред-ствах разработки, но может стать эффективной при обоснованных благоприятных изменениях нало-гового режима, создании транс-портной инфраструктуры.

Группа Е3 – часть технологи-чески извлекаемых запасов разрабатываемой или заплани-рованной к разработке залежи с запасами групп Е1 и/или Е2, добыча которых с использовани-ем созданной или запланирован-ной к созданию на этапах добычи запасов групп Е1 и Е2 проектным документом системы скважин и обустройства экономически неэффективна даже при условии обоснованного благоприятного изменения налогового режима.

Группа Е4 – это, по сути, вообще экономически не обоснованные

запасы. Еще год назад в необхо-димости этой категории участ-ники рабочей группы сильно со-мневались. На сегодня решено ее оставить, чтобы учитывать в ней, например, запасы нераспреде-ленного фонда и тому подобные, экономика которых неизвестна.

Считайте IRRЧтобы рассчитать запасы катего-рии Е, согласно проекту Мето-дических рекомендаций к новой классификации, недропользова-тель должен использовать следу-ющие экономические параметры:

•чистый доход (ЧД) и чистый дисконтированный доход (ЧДД);•внутренняя норма доходности (ВНД, или IRR);•индекс доходности денежных затрат;•срок рентабельной разработки;•бюджетная эффективность раз-работки объекта.

При расчете величины запасов группы Е1 срок рентабельной разработки определяется на основании значения чистого дис-контированного дохода с учетом действующего налогового режи-ма. А сумма извлекаемых запасов

групп Е1 и Е2 определяется как количество нефти, которое может быть добыто за срок рентабель-ной разработки на основании значения чистого дисконтиро-ванного дохода, определяемого без учета налоговых изъятий (имеются в виду только ресурс-ные платежи). Из запасов E1+E2 вычитают E1 и получают E2.

При этом, если компания подает проект в Минэнерго на получение льготы по экспортной пошлине (согласно готовящимся поправ-кам в закон «О таможенном та-рифе», см. статью «Мимо льгот» в №9/2012 журнала) и получает эту льготу, то вся нефть, которую добудут в рамках проекта, пере-ходит из категории Е2 в катего-рию запасов Е1.

Какой процент ВНД должен ис-пользовать недропользователь, нынешний проект Методических рекомендаций не указывает. Есть лишь ссылка на Методические рекомендации по оценке эффек-тивности инвестиционных про-ектов (утверждены 21.06.1999 N ВК 477), в соответствии с кото-рым предлагается осуществлять экономическую оценку запасов. А в этом документе проект при-знается эффективным, если его ВНД превышает норму дисконта Е, принятую за 10%.

Сравнение категорий запасов и ресурсов по действующей и проектируемой классификациям

Старая классификация от 2001 г. Новая классификация, проект

AB достоверные

запасыBC1 C1 установленныеC2 C2 предполагаемыеC3 D0 подготовленные

ресурсыD1л D1л локализованныеD1 D1 перспективныеD2 D2 прогнозируемые

Источник: рабочая группа при Минприроды

При расчете запасов категории Е недропользователь должен исходить из ВНД в 10% и больше


гЕОлОгия

Богданов объясняет, что эти 10% указаны без учета инфляции. Если привести реальные 10% к номинальным, рубли пере-вести в доллары, то выйдет как раз 16,5-16,8% IRR, что близко к тем 16,3%, которыми оперирует Минэнерго, когда решает, какой проект рентабельный, а какому – нужны льготы.

«Но мы вопрос с ВНД еще будем дорабатывать, в том числе на межведомственных встречах, – говорит Богданов. – Скорее

всего, в Методике потом появятся несколько формул для расчета приемлемой доходности. Скажем, одна для восточносибирских, другая – для шельфовых, тре-тья – для остальных проектов. Риски везде разные и, соответ-ственно, разный должен быть процент ВНД».

Государству на заметкуЕсли система успешно пройдет апробацию, то уже в феврале 2014 года недропользователи бу-дут описывать свои извлекаемые запасы в форме 6-гр, которую они каждый год сдают в Минприро-

ды, с соблюдением следующих требований:

1. в группу Е1 включается рас-четная добыча за рентабельный срок из проектно-технической документации или технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (газа, конденсата);2. в группу Е2 включается расчет-ная добыча за период с момента окончания рентабельного срока до конца разработки. Если в про-ектно-технической документации

или технико-экономическом обосновании коэффициента из-влечения рентабельный срок не выделяется – все запасы включа-ются в группу Е1.

В последующие годы нефтяни-кам придется скорректировать свою проектную документацию так, чтоб можно было выделить запасы категории Е3 и уточнить Е1 и Е2.

«Государство должно знать, сколько у него есть извлекаемой нефти сегодня, а сколько – зав-тра. Только так оно может что-то

планировать, – говорит Богда-нов. – Ведь сейчас на Госбалансе стоят лишь технически извлека-емые запасы, поэтому по Восточ-ной Сибири, например, цифры очень высоки, а в большую до-бычу они не выливаются».

Категория Е1 даст представление о реально извлекаемой нефти, и государство сможет следить, вся ли эта нефть добывается. Если не вся – то, возможно, имеет место выборочная отработка запасов, что нужно пресекать.

Категория Е2 – это потен-циальные запасы, которыми государство может управлять. Снизить налоги и добыть, если надо. А Е3 – запасы, которые компании не смогут разработать рентабельно и разумно, и госу-дарство не должно льготировать эту нефть. «Баженовская свита, например, – это Е3 при сегодняш-них технологиях, – считает Бог-данов. – А ачимовская и тюмен-ская – скорее всего Е1 или Е2».

Теперь самое главное для компа-ний – найти разумный компро-мисс и подать одинаковые сведе-ния в Минэнерго, когда они будут просить льготы, и в Минприроды, когда они захотят зафиксировать на балансе запасы побольше.

«Е3 – это запасы, которые компании не смогут разработать рентабельно, поэтому государство не должно льготировать эту нефть», – Богданов


ПРОЕКТЫ

индийская ONGC получила приглашение к долевому уча-стию в проекте «магадан-2». На участие в разведке мага-дана-1 и еще двух участков в охотском море уже согласи-лась норвежская Statoil. еще раньше предложения со-трудничества на магаданских морских проектах получали инвесторы из китая и японии. Потенциальные партнеры, однако, получат лишь ми-норитарные права, хотя они и должны будут взять на себя все расходы и риски поиско-во-разведочного этапа.

Южное побережье Магадана«Роснефть» постепенно опреде-ляется с партнерами в разведке запасов углеводородного сырья у южного побережья Магаданской области. В рамках подписанных в августе операционных и акцио-нерных соглашений с норвежцами Statoil примет участие в работе на участке Магадан-1 и соседних блоках – Кашеваровском и Ли-сянском, хотя последние находят-ся на шельфе уже не Магадана, а Хабаровского края.

Норвежская компания получит 33,3% в каждом из совместных предприятий с «Роснефтью», но профинансирует 100% расходов на стадии геологоразведочных работ, включая бурение шести по-исковых скважин в период с 2016 по 2021 год. Плановые скважины, однако, Охотскому морю при-дется поделить с Баренцевым, где партнеры договорились исследо-вать также и Персеевский участок около Шпицбергена.

С индийцами пока ничего не подписано, хотя переговоры про-должаются. Минувшей весной ONGC направила руководству «Роснефти» письмо с прось-бой предоставить ей долю в 8% в любом из крупных шельфовых проектов в России. Посколь-ку у этой компании нет опыта работы на шельфе, и тем более в арктических условиях, она соглашалась на то, что еще 25% в будущем консорциуме получит другой партнер, располагающий нужными технологиями. За-меститель министра энергетики Юрий Сентюрин подтвердил 15 октября, что индийскую компа-нию могут принять в консорциум по разведке Магадана-2.

Необходимо отметить, что ЛУ-КОЙЛ на днях объявил о прекра-щении переговоров с «Роснеф-тью» о возможном партнерстве на шельфе. Причиной компания назвала отсутствие взаимовыгод-ных проектов.

Без конкурсаПоиск партнеров для Магадана начался для «Роснефти» не вчера и, судя по всему, окончится не завтра. Контакты начались еще до того, как правительство без конкурса передало компании ли-цензии на пять морских участков (три «Магадана», Кашеваровский и Лисянский) в декабре прошлого года, и до того, как российский континентальный шельф был за-

Три пустые скважины:«Роснефть» зовет партнеров в магаданские проекты

Источник: RusEnergy research

Участки магаданского континентального шельфа


ПРОЕКТЫ

конодательно закрыт в 2008 году практически для всех игроков, кроме «Газпрома» и «Роснефти».

Первую попытку, кстати, пред-приняли региональные власти Магадана, объявив в июне 1993 года конкурс на большой При-магаданский участок, но затея провалилась: ни одной заявки подано не было.

В 2004 году за дело взялись феде-ральные власти, и правительство отдало распоряжение провести конкурс на Магадан-1 и Мага-дан-2 (в несколько иных грани-цах по сравнению с нынешними лицензионными участками). Кон-курс не состоялся, но в 2007 году Роснедра вышли в правительство с предложением пригласить инве-сторов на три магаданских участ-ка для геологического изучения за счет недропользователя.

Конец этим попыткам положили поправки 2008 года в россий-ское законодательство о недрах, которое объявило все морские участки «стратегическими», а затем и закрепило лицензии за «Роснефтью». Если верить по-следним заявлениям в компании, в следующем году на этих участ-

ках могут начаться трехмерные сейсмические съемки.

Азиатские отказникиРуководство «Роснефти» еще до получения лицензий рассчиты-вало привлечь к сотрудничеству у берегов Магадана компанию CNPC, с которой оно создало СП «Восток Энерджи», оставив себе в нем 51%. Однако отношения

с китайцами не заладились: те без энтузиазма отнеслись к тре-бованиям российской стороны полностью профинансировать рискованные поиски нефти и газа. Повлиял на настроения партнеров и конфликт в начале 2011 года из-за цены нефти, по-ставляемой в КНР.

В марте прошлого года тогдашний глава «Роснефти» Эдуард Худай-натов еще заявлял, что в магадан-ских проектах «есть заинтересо-ванность со стороны китайских и даже японских компаний». «У них буквально руки чешутся», говорил он журналистам.

СМИ в Токио сообщали в про-шлом году, что «Роснефть» яко-бы предложила создать консор-циум с японскими компаниями,

выделив им 49%, для работы на магаданском шельфе. Назвались и потенциальные участники: Inpex Corp., Japan Oil, Gas and Metals National Corp. (JOGMEC) и несколько трейдеров. Источ-ники в «Роснефти» подтвердили, что переговоры действительно имели место, но ни о каких 49% речи идти не могло. Российское законодательство не дает «Рос-нефти» с ее нынешним акцио-нерным составом возможности оставлять партнерам в морских проектах больше 33,3%.

Договоренность с норвежцами оставила других потенциальных инвесторов без «Магадана-1», а приглашение индийцев в «Ма-гадан-2» способно еще больше сократить нишу, которой могли бы воспользоваться японские компании. Но самым серьезным сдерживающим фактором для иностранных игроков остаются неясные перспективы нефтегазо-вого потенциала этого района.

Противоречивые оценкиПервые сейсмические профили примагаданского шельфа были выполнены с июля 1957 года по декабрь 1958 года, но полученны-ми данными позднейшие исследо-ватели воспользоваться не смогли. Как заверили RusEnergy в компа-нии «Дальморнефтегеофизика» (ДМНГ), техника и технология

Оценка ресурсов магаданских участков, млн т нефтяного эквивалента

Участки и блоки ДМНГ(2009, млн т н.э.) Роснедра (2011, прогнозные ресурсы) ВНИГНИ (2009, D1+D2)Магадан-1 1961

346,5 млн т нефти (103,9 млн т извлекаемые);338,2 млрд м3 газа

100-120 млн т нефти;400 млрд м3 газа

М1-1 1417 М1-2 261 М1-3 283Магадан-2 927

263,0 млн т нефти (78,9 млн т извлекае-мые);261,2 млрд м3 газа

80-100 млн т нефти;270-300 млрд м3 газа

М2-1 210 М2-2 502 М2-3 215Магадан-3 938 103,5 млн т нефти (31,0 млн т извлекае-

мые);105,5 млрд м3 газа

40-50 млн т нефти;140-180 млрд м3 газа

М3-1/7 600 М3-2/8 338

Источник: RusEnergy research

В следующем году на примагаданском шельфе могут начаться трехмерные сейсмические съемки


ПРОЕКТЫ

того периода находились на таком уровне, что информация «просто не поддается интерпретации».

В 70-е годы прошлого века ДМНГ осуществила двухмерную съемку

100 тысяч погонных киломе-тров в регионе, что позволило выявить на шельфе 52 перспек-тивные для изучения структуры. А в 80-е годы экспедиция «Са-халинморнефтегаза» пробурила две скважины на глубину 3000 м в пределах нынешнего участка «Магадан-2» и одну на 2200 м на «Магадане-1». Никаких следов нефти и газа выявлено не было.

Разные методы интерпретации геофизических данных, не под-крепленные бурением, объясняют разнобой в оценках нефтегазово-го потенциала участков. Сотрудники ДМНГ, принимав-

шие участие в сейсмографиче-ских и геохимических работах 30-летней давности, заверили RusEnergy, что магаданские участки могут дать значительные открытия. «Высокое содержание

органики в породе говорит о бла-гоприятных условиях для не-фтегазовой генерации», заметил один из них.

Вместе с тем специалисты, ко-торые работали в «Сахалинмор-нефтегазе» на проекте бурения трех магаданских скважин, при-держиваются пессимистической точки зрения: «Шельф к востоку от Сахалина с его промышленны-ми запасами – скорее исключе-ние, а не правило для Охотского моря. Три пустые скважины и бу-рение на Камчатке показывает, что хороших ловушек для нефти и газа в регионе нет. «Роснефть»

ничего там не найдет». Впрочем, геолог, который сейчас состоит в штате «Росшельфа», добавил, что две структуры могут все-таки дать результат. «Там или ничего нет, или есть очень много», под-черкнул он, отказавшись назвать эти структуры.

Глава Statoil Хельге Лунд заметил после подписания стратегических соглашений с «Роснефтью»: «На этих участках мы имеем срав-нительно слабое представление о геологии и перспективах. Су-ществует риск, это верно. Но в то же время, если всё получится, это обернётся огромными выгодами».

В 80-е гг. на примагаданских участках пробурили три скважины – следов нефти и газа не выявили


ПРОЕКТЫ

Младший брат ШтокманаПроект «Печора СПг» может придержатьдля «газпрома» нишу на азиатском рынке

По мере того, как запуск Штокмана переносится на все более поздние сроки, сокращается и «окно возмож-ностей» для продажи СПг на азиатском рынке. оказать по-мощь «газпрому» в освоении гигантского месторождения может локальный проект «Пе-чора СПг», запустить который и проще, и дешевле. рыноч-ная ниша, занятая печорским газом, со временем может быть передана Штокману.

Ниша найдется24 сентября 2012 г. в Нарьян-Маре губернатор Ненецкого автономно-го округа Игорь Федоров провел итоговое заседание рабочей груп-пы по организации предынвести-ционных исследований по проекту «Печора СПГ», предполагающего производство сжиженного при-родного газа на базе Кумжинского и Коровинского газоконденсатных месторождений.

Владелец проекта, ООО «Печора СПГ» (контролируется бизнес-меном Дмитрием Босовым), уже больше года пытается заинтере-совать в своем проекте газового монополиста. Переговоры о воз-можном вовлечении в проект газа Василковского месторождения (наполовину принадлежит «Газ-прому», наполовину украинскому бизнесмену Дмитрию Фирташу) и двух месторождений нераспре-деленного фонда – Лаявожского и Ванейвисского, идут больше года (см. статью «Без «Газпрома» никак» в журнале «RusEnergy: Разведка и добыча» №11/2011).

В итоге Алексей Миллер ре-комендовал Босову заказать газпромовскому институту «Гипроспецгаз» предынвести-ционное исследование и пред-ложил губернатору Федорову руководить рабочей группой по этому этапу проекта. Результаты исследования и были заслушаны на финальном заседании. «Ги-проспецгаз» проанализировал 12 сценариев реализации «Печоры СПГ»: по трем вариантам стро-ительства завода и по четырем вариантам ресурсной базы. И в итоге признал проект технически возможным и экономически при-влекательным.

Целевыми рынками «Печоры СПГ» предварительно опреде-лены Индийский и Южнокорей-ский. Представитель «Газпром ВНИИГАЗа» в своем докладе на заседании рабочей группы в целом подтвердил расчеты «Гипроспецгаза» и уточнил, что,

в частности, в Индии сегодня не законтрактовано более 50% про-гнозируемых объемов СПГ (это около 6 млн т в 2012 г. и даль-ше – больше), поэтому ниша для печорского газа пока существует.

Временная заменаОбщий незаконтрактованный спрос в Корее и Индии может со-ставить в 2018 г. больше 10 млн т СПГ с тенденцией к увеличению. Рынок СПГ Корейской Республи-ки будет испытывать дефицит в объеме до 7,7 млн т сжиженного газа к 2020 г. Даже с учетом того, что Корея продлит существую-щие контракты с Брунеем и Ав-стралией, фактический дефицит СПГ составит 7,4 млн т к 2025 г., доложил «Гипроспецгаз». А фак-тический дефицит на индийском рынке, по мнению института, может составить 9,4 млн т к 2015 г. и 26,8 млн т к 2025 г.

Проект «Печора СПГ»

Источник: «Печора СПГ»


ПРОЕКТЫ

Индийский и корейский рын-ки выглядят сейчас наиболее вероятными покупателями и для штокмановского СПГ, считают эксперты, близкие к проекту. Но только Штокман настолько сло-жен в обустройстве, что неизвест-но, когда будет запущен – через 6 лет или через 12. Рынки, тем вре-менем, захватывают зарубежные конкуренты. Чтобы от Штокмана не ускользнули потенциаль-

ные клиенты, «Газпром» может попытаться заключить с ними долгосрочные контракты на по-ставку печорского СПГ. Продол-жительность полки добычи по этому проекту поддается регули-рованию, так что это довольно удобная «временная замена».

Сейчас «Газпром» вынужден осу-ществлять экспансию на рынке СПГ в довольно рискованных условиях: 90% газа «Сахалина-2»

уже распределено по долгосроч-ным контрактам, поэтому новые рынки Gazprom Marketing & Trading занимает за счет спото-вого СПГ, который он выкупает или получает по свопу со своим трубным газом. Этот СПГ GM&T перепродает по средне- и долго-срочным контрактам своим потребителям, и пока спотовые цены ниже долгосрочных, GM&T в плюсе, но как только цены

на спотовом рынке вырастают, GM&T проигрывает.

В октябре стало известно, что сингапурский дивизион GM&T заключил соглашение с Korea Gas Corporation (KOGAS) о поставках «Газпромом» сжиженного сырья в Южную Корею в объеме 2 млн т в 2013-2014 годах. Чуть ранее он подписал долгосрочный контракт на поставку СПГ индийской ком-пании GAIL (терминалы Dahej,

Dabhol и Kochi). Объем поставок составит 2,5 млн т в год, начи-ная с 2019 г. и на 20 лет вперед. С собственными СПГ проектами на Дальнем Востоке «Газпром» к 2019 г. может и не успеть (см. статью «Не подведет ли Азия?» в журнале №9/2012). В таком случае монополии желательно иметь долю в других проектах.

Лучше большеЕсли рассматривать «Печору» именно в качестве «и.о.» Шток-мана на азиатских рынках, то важно определиться с двумя параметрами: сроками отгрузки первой продукции и объемами будущего производства. «Гипро-спецгаз» считает реальным запуск завода в 2018 г., – по крайней мере на 4 млн т в год. Впрочем, матрица вариантов «Печоры СПГ» предлагает широкий выбор: от 2,6 млн т сжиженного газа в год до 8,032 млн с размещением сжижающих мощностей на пла-вучем заводе, на гравитационной морской платформе или на суше.

Прогноз емкости рынков СПГ Республики Кореи и Республики Индии

Источник: «Гипроспецгаз»

Если рассматривать «Печору» в качестве и.о. Штокмана на азиатских рынках, важно определиться с объемами и сроками отгрузки продукции


ПРОЕКТЫ

Выгода наземной дислокации завода в том, что такой завод можно расширять: запустить первую линию на газе Коровин-ского (ООО «ЕвроСеверНефть»), Кумжинского (ЗАО «СН Ин-вест») и Василковского (ЗАО «Печорнефтегазпром») на 4,016 млн т и потом удвоить мощность за счет Лаявожского и Ванейвис-ского месторождений (находятся в нераспределенном фонде недр). А морской завод придется стро-ить сразу на конечную мощность. Кроме того, сухопутный вариант несет меньше рисков с точки зре-ния промышленной безопасности и логистики.

По расчетам «Гипроспецгаза», затраты на 8-миллионник назем-ного базирования превысят $12,4 млрд. Сюда включаются кап-вложения в сам завод, морскую инфраструктуру (погрузочный терминал, хранилище), транспорт (трубопроводы) и добычу.

Чистый дисконтированный до-ход (NPV) такого проекта, при самом пессимистичном разви-тии событий на рынках – $4,4 млрд, при крайне оптимистичном сценарии – больше $16 млрд, ну а наиболее вероятен диапазон от $6 до 7 млрд. Внутренняя норма доходности, по расчетам «Гипро-

спецгаза», будет находиться на уровне от 18% до 30%, в зависи-мости от цен. При этом в случае резкого ухудшения конъюнктуры проектные объемы производства можно и сократить, симметрично снизив CAPEX и выручку.

«Я уверен, что наилучший вари-ант – с полномасштабным вовле-чением ресурсной базы, – говорит геолог, бывший заместитель гла-вы администрации НАО Феликс Чимбулатов. – На Ванейвисском и Лаявожском, кроме газа и кон-денсата, есть нефтяные оторочки, с которых и придется начинать разработку этих месторождений.

морские проекты «газпрома»: система управления, возможности для подрядчиков

«Газпром» приближается к началу актив-ной работы на шельфе, где сосредото-чена значительная часть принадлежащих ему запасов газа – около 7 трлн куб. м.

Инвестиционное решение по Штокманов-скому проекту отложено до конца года, но одновременно компания форсирует освоение Киринского месторождения на шельфе Сахалина, продолжает разведку Западно-Камчатского блока и готовится в 2011 г. начать добычу нефти на При-разломном месторождении на шельфе Баренцева моря.

У «Газпрома» нет альтернативы шельфу, если компания хочет сохранить свое место на рынке в долгосрочной перспек-тиве. Причем готовиться к освоению морских месторождений, привлекать современные технологии, приобретать опыт управления крупными проектами, устанавливать связи с подрядчиками монополии нужно уже сегодня.

Для подрядчиков, поставщиков обору-дования и услуг эта ситуация также яв-ляется безальтернативной: «Газпром» – единственная российская компания, которая в перспективе сможет добывать крупные объемы газа на шельфе.

Отчет агентства RusEnergy, обновлен-ный в сентябре 2011 г., содержит ответы на вопросы, возникающие у компаний, рассматривающих возможность участия в морских проектах в России, в том числе:

• Как построена система управления морскими проектами «Газпрома»;• Какова роль ведущих российских поли-тиков в реализации морских проектов;• Кто из менеджеров «Газпрома» персо-нально отвечает за различные стороны реализации морских проектов;• Каковы типовые требования «Газпрома» к подрядчикам для работы на шельфе;• Каким критериям должны отвечать

иностранные партнеры и подрядчики «Газпрома»;

• Как наиболее эффективно выстраи-вать систему лоббирования интересов подрядчика.

Отчет объемом 87 стр. содержит диа-граммы, иллюстрирующие персональный состав ключевых звеньев «Газпрома», отвечающих за морские проекты, а также процесс принятия решений в рамках их реализации. Цена отчета – 35 200 р.

Заказать отчет вы можете у менеджеров компании: Тел.: (495) 605-34-15/16


ПРОЕКТЫ

Нефть нужно пускать на Варан-дей через Южное Хылчую, ее экс-порт даст дополнительный доход всему проекту».

Успеть на танкерДоходность проекта, как указано в докладе «Гипроспецгаза», почти гарантированно превышает 15% – независимо от варианта реали-зации. Но это не главное, ведь хорошему проекту российские законодатели всегда помогут.

Главное – успеть на последний СПГ танкер, уходящий в АТР, и занять на этом рынке нишу по-просторнее. Если не сделать этого в 2018 г., то в 2020 г. потребите-

лей, не охваченных долгосрочны-ми контрактами на поставку СПГ из Австралии, Катара, Индоне-зии, Алжира, Канады и других конкурирующих производителей, просто не останется.

Отсутствие перспективы заклю-чения долгосрочных контрактов на СПГ заморозит газ Штокма-новского месторождения еще на десятилетия вперед. Проект и так уже пострадал сначала из-за того, что для него закрылся рынок США, где стремительно развивается добыча сланцевого газа, а затем вследствие быстрого увеличения предложения СПГ на европейском спотовом рынке. Без

гарантии сбыта газа на азиатском рынке долгосрочные перспекти-вы Штокмана могут оказаться под вопросом, даже если техно-логическое решение для проекта будет найдено.

Матрица вариантов «Печоры СПГ»

Сырьевая база

Завод

КоровинскоеКумжинское(с «полкой» в 15 лет)

Коровинское Кумжинское(с «полкой» в 9 лет)

Коровинское КумжинскоеВасилковское(с «полкой» в 15 лет)

Коровинское КумжинскоеВасилковское I фаза

Лаявожское Ванейвисское II фаза

Техническаяконцепция завода

наземныйназемныйплавучий по типу FLSO

завод на гравитационном основании типа GBSПроизводительность х количество линий, млн т в год

2,6 х 1 4,016 х 1 4,016 х 1 4,016 х 2

Производство СПГ, млн т в год 2,6 4,015 4,016 8,032

Источник: RusEnergy по данным ООО «Печора СПГ»



Информация в рубрике «Проекты и сделки» предоставлена RusEnergy пресс-центрами компаний, государственными агентствами и ведомствами, общественными организациями и иными источниками.

CерВиС и оБорУДоВНие

«роснефть» объявила тендер на подготовку про-ектной и рабочей документации на строительство инфраструктуры будущего Чеченского НПЗ. Срок подачи заявлений – до 29 октября.

оао «трубная металлургическая компания» в те-чение полутора лет поставит 70 тыс. т трубной про-дукции для строительства подводных трубопроводов на нефтегазоконденсатном месторождении им. Владимира Филановского (ЛУКОЙЛ). Нефтепровод и газопровод по дну моря, связывающие месторож-дения им. Филановского и им. Корчагина, проложит компания Bumi Armada Caspian.

ооо «лУкойл-Нижневолжскнефть» и итальян-ская Saipem SPA подписали контракт на выпол-нение операций по транспортировке и установке производственных объектов обустройства место-рождения им. Филановского. Контракт предусма-тривает доставку и установку на месторождении ледостойкой стационарной платформы, центральной технологической платформы, платформ райзерного блока и жилого модуля, а также переходных мостов между ними.

«газпром нефть» и СиБУр заключили трехлетнее соглашение о партнерстве в сфере производства и реализации инновационных полимерных материа-лов для дорожной отрасли.

казахстан инициирует создание СП, производящих нефтегазовое оборудование. Госкомпания «КазМу-найГаз» уже заключила меморандумы о взаимопони-мании с рядом иностранных компаний. Это DKG-East, ведущий венгерский производитель нефтегазово-го оборудования, франко-германская Vallourec & Mannesmann Tubes, а также китайская CNPC.

оао «газпром газораспределение» объявило кон-курс на отбор организации для выполнения опытно-конструкторских работ по разработке и созданию детандер-генератора. Оборудование, использующее кинетическую энергию природного газа в распреде-лительных газопроводах, предназначено для систем автономного электроснабжения пунктов редуци-рования газа (газораспределительных пунктов), предполагаемая мощность 1 кВт. Срок выполнения

ОКР – с 1 октября по 29 марта, максимальная цена контракта – 6 млн руб. ($192 тыс.). Победитель кон-курса должен изготовить работоспособный опытный образец. Серийно используемые аппараты должны стоить не более 100 тыс. руб. ($3,2 тыс.).

«рузхиммаш» до 2013 г. поставит «Газпромтрансу» 143 вагона-цистерны для СУГ. «Рузхиммаш» 7 сен-тября был признан победителем тендера на постав-ку143 вагонов-цистерн для сжиженных углеводород-ных газов, проводившегося ОАО «Газпром». Заявки на участие подавали несколько крупных поставщиков вагоностроительной продукции, холдинг «Русская корпорация транспортного машиностроения» (РКТМ, Саранск, Мордовия) предложил лучшие условия, говорится в сообщении пресс-службы «РКТМ».

оао «челябинский трубопрокатный завод» по-ставило в адрес АО «Интергаз Центральная Азия» партию труб диаметром от 720 до 1420 мм общим объемом 3,5 тыс. т. Трубы большого диаметра будут использованы для строительства газокомпрессор-ной станции «Макат».

Itochu признала нерентабельным проект строи-тельства газоперерабатывающих и газохимических мощностей на базе сырья Собинского месторож-дения Красноярского края (запасы – 159 млрд куб. м). Исследование проекта проводилось совместно с «Газпромом».

«ямал СПг» проводит тендеры на строительство и эксплуатацию танкеров ледового класса ARC7 для перевозки сжиженного природного газа. Основные условия договоров таймчартера и контрактов на строительство судов планируется определить до конца 2012 года.

«газпром» выбрал Navigator DDB Limited генподряд-чиком для производства рекламного ролика в рамках спонсорского проекта с УЕФА. Ролик, представлен-ный победителем запроса котировок, называется «Light up». В конкурсной документации компания требовала, что реклама должна быть «направлена на укрепление имиджа «Газпрома» как крупнейшей энергетической компании с высоким уровнем соци-альной ответственности, в том числе в Европе».


СПг

Пока «газпром» готовится к принятию инвестиционного решения по строительству во Владивостоке завода и экс-портного терминала для сжиженного природного газа, на противоположном берегу тихого океана развиваются проекты, которые нацелены на те же азиатские рынки. они имеют неплохие шансы на успех благодаря относительно низкой себестоимости.

Планы не меняютсяПланы «Газпрома» относительно экспорта в Азию якутского и вос-точносибирского газа остаются в силе, если верить последним заявлениям руководителей ком-пании. Генеральный директор «Газпром экспорта» Александр Медведев даже предположил на конференции в Южно-Сахалин-ске в конце сентября, что проект-ная мощность завода во Влади-востоке может быть увеличена с 10 до 20 млн тонн в год. Ми-нувшим летом глава «Газпрома» Алексей Миллер подтвердил, что запуск завода намечен на 2016-2017 годы.

Успех этого начинания, меду тем, зависит от способности россий-ского газового гиганта вовремя доставить во Владивосток до-статочные объемы газа – либо из Якутии, либо из Иркутской области. Инвестиционное реше-ние по прокладке магистрального газопровода от Чаяндинского

месторождения в Якутии до Владивостока будет принято до конца текущего года, объявили в «Газпроме», а пуск трассы со-стоится в 2016 году.

Решение будет нелегким. Как ста-ло известно RusEnergy, подготов-ленное по заданию «Газпрома» обоснование инвестиций в про-ект освоения Чаянды и строи-тельство газопровода содержит чрезвычайно высокие оценки ожидаемых затрат. Капиталовло-жения в газопровод до Хабаров-ска, согласно этому документу, обойдутся в 1,35 трлн рублей, то есть более $43 млрд, эксплуа-тационные затраты составят 1,8 млрд рублей, а оплата услуг по транспортировке газа на участке Хабаровск-Владивосток выльется еще в 150-280 млрд рублей в за-висимости от объема газа.

Вопрос ценыУчастники экспертизы обосно-вания инвестиций в неофици-альных беседах признают, что документ «не решает на долж-ном уровне ни одну из проблем освоения восточносибирских месторождений: ни технологию разработки Чаянды, ни техноло-гии отбора, транспорта и хране-ния гелия». По их свидетельству, рентабельность проекта не до-стигается даже при значительных размерах государственной под-держки. «При заданном уровне затрат проект может вытянуть только серьезное увеличение от-пускной цены газа, СПГ и сопут-ствующих продуктов, – утверж-дает один из экспертов. – На Дальнем Востоке у России будет чересчур дорогой газ».Соображения коммерческой рентабельности могут не только

Запад наступает с востока:Канадские терминалы составят конкуренциюпроекту СПг во Владивостоке

Экспорт канадского газа в США, млрд куб. футов в сутки

Источник: Canadian Gas Association


СПг

повлиять на принятие инве-стиционного решения, но и от-пугнуть от участия в проекте те иностранные компании, к ко-торым «Газпром» обратился за помощью в поиске технических и технологических решений.

Далеко не случайным выглядит в этом свете недавний отказ япон-ских компаний во главе с Itochu подписать с «Газпромом» рамоч-ное соглашение о сотрудничестве в строительстве завода во Вла-дивостоке. Подписание плани-ровалось приурочить к саммиту АТЭС, но вместо этого компания смогла лишь повторить в слегка измененной редакции ни к чему не обязывающий меморандум о взаимопонимании с Агентством по природным ресурсам и энер-гетике Министерства экономики, торговли и промышленности Японии, который стороны уже подписывали в январе 2011 года.

«Окно» на рынокУпования на растущий спрос на СПГ в Японии, где намерены со временем покончить с ядерной энергетикой, выглядят не слиш-ком убедительными, посколь-ку в Азиатско-Тихоокеанском регионе вскоре появятся новые поставщики с лучшими показа-телями рентабельности. Помимо традиционных поставщиков газа из Персидского залива, на рынок выходят экспортеры из Австралии и Канады. На канад-цев «Газпрому» стоит обратить особое внимание ввиду такого их конкурентного преимущества, как исключительно низкая себестои-мость газа в Северной Америке.

В 2010 году примерно 62% всего добываемого в Канаде газа экс-портировалось в Соединенные Штаты, но положение вскоре должно измениться – и не в по-следнюю очередь из-за бурного роста собственного производства сланцевого газа в США. У Канады

образуются избыточные объемы, которые имеет смысл отправлять через океан на перспективные рынки Азии.

Как считает Управление энергети-ческой информации министерства энергетики США (EIA DOE), если три наиболее продвинутых про-екта СПГ в Канаде войдут в экс-плуатацию, то они смогут потре-блять около 37 млрд кубометров газа в год. А по прогнозам Ernst & Young, канадский экспорт сжи-женного газа в 2015 году достиг-нет уровня 11,8 млн тонн с пер-спективой дальнейшего роста.

Очень многое зависит от своевре-менности выхода на рынок Азии. Глава Shell Петер Возер заявил, выступая в Калгари в мае: «Если Канада хочет состязаться с дру-гими проектами СПГ, у нее есть определенное «окно». И сделать это нужно в течение нынешнего десятилетия. У канадцев есть от четырех до шести лет, чтобы на-чать строительство».

На низком стартеПроектами экспорта СПГ с ти-хоокеанского побережья Кана-ды активно занимаются сейчас четыре игрока. Партнерами Shell в проекте стали ведущие компа-

нии из потенциальных стран-потребителей: Mitsubishi, Kogas и PetroChina. Вторую группу будущих экспортеров ведет американская Apache, третью – британская BG Group, а четвер-тую – основанная канадскими индейцами Haisla First Nation.

Канадские регулирующие органы выдали пока разрешение на экс-порт СПГ двум проектам. Завод Китимат оценочной стоимостью до $15 млрд и годовой мощно-стью 5-10 млн т к концу 2015 года построит консорциум во главе с Apache, куда вошли также кор-порации Encana и EOG Resources.

Вторая лицензия досталась проекту BC LNG, где партнером Haisla выступает техасская фирма LNG Partners. Мощность завода составит 1,8 млн т в год, стои-мость оценивается в $450 млн, а срок сдачи намечен на 2014 год.

Проект BG, по признанию его организаторов, находится «на ранних стадиях», а вот Shell в на-чале июня подрядила корпора-цию Trans-Canada построить за $4 млрд газопровод из провинции Британская Колумбия до буду-щего завода мощностью 12 млн т СПГ в год. Наблюдатели считают

Добыча природного газа в Канаде, млрд куб. футов в сутки

Источник: Canadian Gas Association


СПг

это хорошей заявкой на успех. Стоимость завода и терминала может превысить $12 млрд.

К числу потенциальных участ-ников гонки канадских проектов СПГ относят японский альянс Inpex-Nexen, у которого имеется перспективный газовый проект в Британской Колумбии (канад-скую Nexen, по ряду сведений, собирается за $15.2 млрд купить китайская CNOOC), а также Petronas, которая попыталась приобрести местную Progress Energy за $5.9 млрд. (Правда, на днях канадские регуляторы отка-зали малайцам в праве на эту по-купку, сославшись на соображе-ния национальной безопасности). Об интересе к долевому участию в производстве СПГ в Канаде за-являют и индийцы.

Желанная привязкаМагистральный газопровод с ме-сторождений Аляски на канад-ское побережье хотят построить американцы. Альянс ExxonMobil, ConocoPhillips, BP и Trans-Canada направил в начале октября письмо сенатору Шону Парнеллу, мотивируя необходимость ор-ганизации широкомасштабного экспорта СПГ. Проект стоимо-стью более $65 млрд рассчитан на поставку 36 млрд кубометров газа с последующим сжижением для реализации в Азии.

Инициаторы канадских проектов СПГ не скрывают, что одной из главных целей для них является заключение долгосрочных кон-трактов с привязкой к нефтяным ценам. Когда цена природного газа на нью-йоркской бирже

колеблется вокруг отметки $3 за миллион британских тепловых единиц, а средняя цена в долго-срочных контрактах в Японии в первом квартале 2012 года со-ставляла $16.66, рентабельность поставок представляется чрезвы-чайно привлекательной.

Пока, кстати, неплохо выглядят экономические показатели ка-надских проектов и для поставок на азиатский спотовый рынок. Сейчас здесь цены находятся в диапазоне $12-13 за миллион БТЕ, хотя к концу десятилетия они могут упасть до $8, как пред-сказывает Кеннет Медлок из Института Джеймса Бейкера при Университете Райс.

Эксперты канадского банка CIBC предсказывают, что при цене газа на родине в пределах $4 за млн БТЕ внутренняя норма рентабельности поставок в Азию составит не менее 17%. Себесто-имость газа в порту получения будет находиться в пределах от $5.66 до $7.70 в зависимости от контрактной цены (от $12 до $15 за млн БТЕ).

Российскому проекту во Влади-востоке будет очень непросто соревноваться с канадскими конкурентами.

Среднегодовые цены на газ в Северной Америке, $ за млн БТЕ

Источник: Natural Resources Canada, U.S. EIA DOE


РЫНКи

Вслед за революционным про-рывом в экономике добычи сланцевого газа Соединенные Штаты готовятся к триумфаль-ному наступлению сланцевой нефти. Не исключено, что этот вид углеводородного сырья также способен радикально изменить энергетический баланс в мире и даже вызвать серьезные геополитические потрясения.

От разрыва к прорывуЭксперты американской Cambridge Energy Research Associates (CERA) проанализировали экономиче-ские показатели добычи сланце-вой нефти на 48 месторождениях в США и Канаде с совокупными запасами общим объемом 1027 млн т. Выяснилось, что эксплуатация 28 из них, содержащих 841 млн т, коммерчески рентабельна. Средняя цена реализации нефти, обеспечи-вающая самоокупаемость, составила для рентабельных месторождений $23.77 за баррель при внутренней норме рентабельности 10%.

Вице-президент и главный эко-номист BP по России Владимир Дребенцов привел эти данные на семинаре «Сланцевая нефть: новый вызов для России?». Семинар про-шел 2 октября в Институте миро-вой экономики и международных отношений (ИМЭМО) РАН. По его словам, себестоимость добычи на исследованных месторождениях ко-лебалась в значительном диапазоне, однако больше половины промыс-лов рентабельны при текущих ценах на нефть и в нынешних условиях налогообложения.

Сланцевая нефть, извлекаемая путем гидроразрыва пласта из мало-проницаемых пород, уже сейчас обеспечивает солидную прибавку к объему добычи США. Благодаря этому виду сырья, например, штат Северная Дакота на канадской гра-нице обогнал по размерам суточной добычи нефти (500 тыс. баррелей) члена ОПЕК – Эквадор и вплотную приблизился к показателям Катара.

Как считает Дребенцов, через 15 лет США будут добывать 4,5 –5 млн баррелей сланцевой нефти в сутки, что соответствует половине обще-российской добычи нефти.

Быть ли буму?В Институте энергетических ис-следований (ИНЭИ) РАН и Энерге-тическом центре при бизнес-школе «Сколково» рассмотрели перспекти-ву развития добычи сланцевой неф-

ти и предложили три возможных сценария дальнейших событий.

Согласно базовому сценарию, тех-нологии добычи будут по-прежнему основываться на классическом мето-де гидроразрыва пласта и внешнем ретортинге (предполагает расход пресной воды в размере семи бар-релей на баррель добытой нефти). При этом средние затраты на добычу одного барреля, оцениваемые сейчас в $50, продолжат рост под воздей-ствием инфляционных процессов в экономике. Добыча сланцевой нефти продемонстрирует рост толь-ко в США, где ожидается некоторое снижение удельных издержек.

Второй сценарий, охарактеризован-ный российскими исследователями как «сланцевый бум в США», осу-ществится с широким применением внутрипластовых методов ретор-

Еще одна «революция»:Добыча сланцевой нефти становится ключевым фактором энергобалансов

Мировые извлекаемые запасы нефти: 2,621 млрд барр.

Вся нетрадиционная – 25,6%, извлекаемая НБ+ГП – 11,6%

Источник: BP


РЫНКи

тинга и снижением затрат до $30-40 на баррель (на срок до 2015 года перед возобновлением роста из-за инфляции). Расход воды при новых технологиях сократится до 2-3 бар-релей на баррель добычи. Бурными темпами начнет развиваться добыча в США, Иордании, Австралии и Ма-рокко. В Бразилии и Китае произ-водство сланцевой нефти останется на прежнем уровне.

Израильская загадкаТретий сценарий основан на ожи-даниях технологического прорыва в методах добычи сланцевой нефти в Израиле. Специалисты этой стра-ны, работающие в тесном контакте с американской компанией Genie Energy, утверждают, что готовы к широкому внедрению, начиная с 2020 года, радикально новой тех-нологии. Если планы осуществятся, Израиль сможет в следующем де-

сятилетии добывать более 13,5 млн т нефти в год, заявил Скотт Нгуен, член рабочей технологической груп-пы при организации «Израильская энергетическая инициатива». Запа-сы нефтеносных сланцев в Израиле оцениваются местными геологами в 34 млрд т.

Технология, детали которой разра-ботчики держат пока в тайне, должна якобы резко сократить расход пре-сной воды при гидроразрыве пласта и стимулировать добычу сланцевой нефти (а заодно и газа) в регионах, бедных водными ресурсами, не исключая Китай, страны Ближнего Востока и Западной Европы.

Базовый сценарий основан на том предположении, что ежегодная добыча сланцевой нефти увели-чится до 150 млн т в 2035 году. По второму сценарию, в 2035 году этот

показатель превысит 300 млн т, а в случае «израильского технологиче-ского прорыва» в мире в 2035 году будет добываться уже около 420 млн т сланцевой нефти.

Аналитики ИНЭИ подсчитали, что основную роль в приросте нефте-добычи за счет нетрадиционных запасов будут играть США и Канада. Именно они обеспечат к 2035 году более 90% этого прироста. Этому способствуют не только высокие цены на нефть, содействующие развитию технологий, но и геопо-литический курс стран-импортеров, нацеленных на снижение зависи-мости от зарубежных источников энергоносителей. Уже к 2030 году, говорится в последнем прогнозе мировой энергетики, сделанном BP, Северная Америка сведет свой энер-гетический баланс без значительно-го импорта нефти и газа.

Сценарии добычи сланцевой нефти, млн т

Источник: ИНЭИ РАН


РЫНКи

Независимые американцыПо базовому сценарию, импорт неф-ти в США сократится к 2035 году с 481 млн т (данные 2011 г.) до 380 млн т. Сценарий «американского бума» может привести в эти же сро-ки к тому, что Соединенные Штаты станут импортировать только 182 млн т нефти, а «израильский техно-логический прорыв» сократит этот объем практически в пять раз, до 100 млн т, при внутренней добыче в объеме 681 млн т.

Последствия вполне предсказуемы. На мировом рынке может воз-никнуть избыток предложения,

который приведет к падению цен. В ИНЭИ полагают, что самый радикальный из трех сценариев ограничит среднюю цену нефтяно-го барреля уровнем $80 или ниже, а сценарий «бума в США» – уров-нем около $90.

Такая ценовая конъюнктура, стимулирующая экономику стран-импортеров нефти, создает угрозу политической устойчивости ряда режимов в странах-экспортерах. Саудовская Аравия, в частности, способна выполнить внутренние социальные обязательства только в том случае, если нефть стоит $95 за баррель, а экспорт держится на

нынешнем уровне. Для Ирака, Ве-несуэлы и России этот критический показатель – около $115, как опре-делили аналитики ВР. Не смогут свести концы с концами при цене барреля ниже $80 такие страны, как Ливия, Бахрейн, Алжир, Нигерия…

Ситуация чревата ростом социаль-ной напряженности, которая выгля-дит особенно драматично в странах Персидского залива, начиная с сау-довского королевства, а также новой «арабской весной» и усилением ис-ламского радикализма. Не в первый раз в истории цены на энергоноси-тели могут спровоцировать крутые геополитические перемены.

Методы обработки сланцевой нефти



Динамика изменения среднемировых «цен отсечения» для проектов по добыче сланцевой нефти


КОМПАНии

До конца 2014 г. лУкойл намерен установить на ка-спийском месторождении им. Филановского ледовую стаци-онарную платформу и начать бурение первой эксплуатаци-онной скважины. если не под-ведут подрядчики, компании удастся обустроить место-рождение и начать добычу через 10 лет после его откры-тия. «газпром» и «роснефть», на которые российские власти делают ставку в освоении шельфа, пока не могут похва-статься такими темпами.

Выход на точкуВ конце сентября глава «ЛУ-КОЙЛ – Нижневолжскнефти» Николай Ляшко сообщил, что уже в 2013 г. компания выйдет на первый этап морских операций по месторождению им. В. Филанов-ского на северо-западе Каспийско-го моря. По его словам, до конца будущего года начнется выставле-ние опорных оснований платформ, а на конец 2014-го запланировано бурение первой скважины.

Тем самым ЛУКОЙЛ подтвержда-ет реалистичность планов ввести в эксплуатацию свое второе ка-спийское месторождение в запла-нированные сроки – в 2015 г. Из-влекаемые запасы месторождения им. В. Филановского по катего-риям С1+С2 оцениваются в 153,1 млн т нефти и 32,2 млрд куб. м; предполагаемый объем добычи – около 6,5 млн т нефти в год.

С учетом того, что на соседнем месторождении им. Ю. Корчаги-

на ЛУКОЙЛ уже начал добычу нефти, объемы которой к 2015 г. должны достичь 2,3 млн т в год, каспийские ресурсы позволят ЛУКОЙЛу существенно нарас-тить суммарную добычу нефти. В настоящее время она упала до 91 млн т в год из-за истощенно-сти оншорных месторождений, разрабатываемых компанией в Западной Сибири.

Вопрос в том, успеют ли судо-строители построить в срок мор-ские сооружения, необходимые для обустройства месторождения им. В. Филановского.

Парад подрядчиковОсенью прошлого года ЛУ-КОЙЛ подписал контракты на строительство морских соору-жений для месторождения им. В. Филановского. В основном их выполнением будут заниматься предприятия, базирующиеся в Астрахани. Это снижает затраты по проекту. Ведь при размещении заказов на балтийских верфях или в странах АТР массивные конструкции пришлось бы транс-портировать по каналу Волга-Дон, что накладывает существен-ные ограничения на габариты модулей. Например, плавучее нефтехранилище емкостью 28 тыс. т для месторождения им. Ю. Корчагина для ЛУКОЙЛа строи-ли в Сингапуре. Две его половины пришлось доставлять на Каспий по отдельности и сваривать на Бакинском судостроительном заводе Каспийского морского не-фтяного флота.

Хотя опыт привлечения ино-странных судостроительных подрядчиков у ЛУКОЙЛа име-ется, на этот раз все заказы были размещены на российских пред-приятиях. Объединенная судо-строительная корпорация (ОСК) выполнит работы по разработке документации, закупке оборудо-вания и материалов, строитель-ству и пуско-наладке ледостойкой стационарной платформы (ЛСП) на мощностях ГК «Каспийская энергия». Астраханский завод «Красные баррикады» должен построить платформу жилого модуля и переходный мост.

Не обошлось и без «придворного» подрядчика – компания «Гло-балстрой-Инжиниринг» (бывшая «ЛУКОЙЛ-Нефтегазстрой») получила заказ на строительство центральной технологической платформы. Справедливости ради, «Глобалстрой-Инжиниринг» работает не только на бывшую материнскую компанию; в частно-сти, он привлекался для обустрой-ства морских месторождений, осваиваемых в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2».

В ЛУКОЙЛе понимают, что многое зависит от согласован-ности действий кораблестроите-лей. Чтобы держать процесс под контролем, компания до конца текущего года оборудует в по-селке Ильинка Икрянинского района Астраханской области строительно-монтажную площад-ку по сборке платформ для своих каспийских месторождений. Стоимость проекта – около $22

Резвый частниклУКОЙл делом доказывает свою способность осваивать шельф


КОМПАНии

млн. Здесь же разместится произ-водственная площадка «Глобалстрой-Инжиниринг».

Безотказная господдержкаСроки и качество выполнения ра-бот – больное место российских судостроительных компаний. Источник RusEnergy на заводе «Красные баррикады» сообщил, что, недовольный сотрудниче-ством с ГК «Каспийская энергия» (строила ЛСП-1 для месторож-дения им. Корчагина на полтора года дольше оговоренного срока), ЛУКОЙЛ предпочел бы раз-местить более крупный заказ на строительство ЛСП для место-рождения им. В. Филановского на «Красных баррикадах».

Однако нефтяная компания, по-лагает источник, была лишена возможности выбора. «Не слу-чайно контракты по каспийскому проекту ЛУКОЙЛа подписывались не в Астрахани или Москве, а в Северодвинске, в присутствии пре-мьера Владимира Путина», – объ-ясняет источник. По его мнению, главе ЛУКОЙЛа Вагиту Алек-перову дали понять, что самый объемный заказ должна получить государственная ОСК.

Всё же ЛУКОЙЛу удалось доста-точно равномерно распределить заказы, задействовав сразу не-сколько подрядчиков, в том числе частные «Красные баррикады» и «Глобалстрой-Инжиниринг». Это увеличивает вероятность того, что объекты будут сданы в срок благодаря равномерной загрузке астраханских судострои-тельных предприятий.

Платформа преткновенияЗатягивание строительства, не-прогнозируемый рост стоимости работ и конструктивные недоче-ты, обнаруживающиеся к концу работы над проектом, – ахилле-

сова пята российских судостро-ителей. Что существенно влияет на сроки ввода месторождений в эксплуатацию и экономику офшорных проектов.

Морскую ледостойкую стацио-нарную платформу «Приразлом-ная» (МЛСП), предназначенную для освоения одноименного месторождения в Печорском море, завод «Севмаш» строил более 15 лет и продолжает этим заниматься даже после установки ее на место бурения год назад. За это время на МЛСП было потра-чено свыше $1,7 млрд. Руковод-ство оборонного предприятия не скрывало, что выпуск основной продукции – атомных подводных лодок – для него куда важнее, чем заказы нефтяников.

Из-за неготовности МЛСП старт добычи на Приразломном неод-нократно переносился. Бурение должно было начаться осенью 2012 г. Однако, как недавно сообщили СМИ со ссылкой на источник в компании «Газпром нефть шельф», добыча на При-разломном начнется не ранее чем через год. По словам источ-ника, при подготовке платформы к работе возникли неполадки, для устранения которых придет-ся закупить за рубежом и устано-вить дополнительное высокотех-нологичное оборудование.

Впрочем, такая манера работы характерна не только для оборон-щиков, привыкших строить мед-ленно и дорого, а потом доводить изделия до ума, но и для частных российских судостроителей. За-вод «Красные баррикады» летом 2011 г. с помпой рапортовал, что предприятие закончило строи-тельство самопогружной буровой установки Caspian Driller для эмиратской Dragon Oil, ведущей добычу на туркменском шельфе. Осталось только транспортиро-вать СПБУ в Туркменистан. Тем

не менее, установка до сих пор находится в Астрахани, Dragon Oil ожидает ее прибытия по-сле устранения недоделок в I кв. будущего года.

Плата за входРазумеется, разработка рос-сийского шельфа тормозится не только отечественными корабелами. После изменений, внесенных в российское зако-нодательство о недрах в 2008 г., вести офшорную добычу могут только компании, в которых доля государства превышает 50% и которые имеют не менее чем пятилетний опыт работы на шельфе России. При этом мор-ские проекты, реализуемые на территории других государств, в зачет не идут.

В результате допущенными к раз-работке российских офшорных месторождений оказались лишь государственные «Газпром» и «Роснефть». Частные компании могут выступать только в роли их миноритарных партнеров. Что их не всегда устраивает. Так, ЛУКОЙЛ летом текущего года прекратил переговоры о возмож-ном сотрудничестве с «Роснеф-тью» по разработке шельфовых месторождений. Как объяснил Вагит Алекперов, предложен-ные госкомпанией условия для ЛУКОЙЛа неприемлемы: «Рос-нефть» предлагает пакет 33,3% в проектах, при этом минорита-рий должен полностью взять на себя расходы по геологоразведке, которые могут достигать $1 млрд.

Что же касается доведения мор-ских проектов до стадии добычи, то пока российским госкомпани-ям удавалось сделать это быстро лишь при условии партнерства с западными мейджорами. Пока что успехи есть лишь на даль-невосточном шельфе, где дей-ствуют два соглашения о разделе продукции, заключенные в се-


КОМПАНии

редине 1990-х гг. (см. «СРП как катализатор»).

Частный случайВ отличие от «Газпрома» и «Рос-нефти», ЛУКОЙЛ не прибегает к помощи зарубежных партнеров и осваивает шельф в одиночку. Пока что это получается у него лучше, чем у государственных компаний.

К настоящему времени в активе ЛУКОЙЛА два успешно реализо-ванных российских шельфовых проекта. Кроме уже упоминавше-гося каспийского месторождения им. Ю. Корчагина это разработка Кравцовского месторождения в Балтийском море у побережья

Калининградской области (из-влекаемые запасы нефти – около 9 млн т). Получив лицензию на него в 1999 г., ЛУКОЙЛ добыл первую нефть уже в 2004 г. К на-стоящему времени накопленный объем добычи на Кравцовском составил около 4 млн т.

Российские власти не устают по-вторять, что спада добычи нефти в стране можно избежать, лишь активизировав разработку оф-шорных месторождений. Не имея доступа к арктическому и тихо-окенскому шельфу, ЛУКОЙЛ сосредоточился на своих каспий-ских офшорных проектах.

Постепенно российская частная компания приобретает опыт реализации офшорных проектов в самых разных морях за преде-лами России. Отсекая ЛУКОЙЛ от шельфа, российские власти вынуждают компанию искать при-менения своему офшорному опыту за пределами России. ЛУКОЙЛ уже осуществляет несколько мор-ских проектов на шельфе Западной Африки и Румынии, ведет пере-говоры в Норвегии. Где, в отличие от России, он может разрабаты-вать офшорные участки, не имея 50-процентного госпакета, и при этом не обязан подкармливать своими заказами военпром.

СРП как катализатор

СРП по проекту «Сахалин-1» вступило в силу в июне 1996 г. Оператором проекта с долей 30% является ExxonMobil, «Роснефти» в проекте принадлежит 20%. Проект предусматривает разработку трех ме-сторождений на северо-восточном шельфе Саха-лина с запасами 25,5 млн т нефти и 107 млрд куб. м газа. Коммерческая добыча нефти началась в конце 2005 г., то есть через девять лет после старта СРП, а год спустя консорциум построил 225-киломе-тровыый нефтепровод до порта Де-Кастри и начал поставки сырья в Японию и Южную Корею.

Не менее успешно реализуется проект «Саха-лин-2» по разработке Пильтун-Астохского и Лун-ского месторождений, суммарные запасы которых составляют 600 млн т нефти и конденсата и 700 млрд куб. м газа. СРП с консорциумом под руко-водством Shell по разработке этих участков было заключено в 1994 г.

Через четыре года на Пильтун-Астохском место-рождении была установлена первая на российском шельфе производственно-добывающая платфор-ма ледового класса и в 1999 г. стартовал экспорт нефти. В 2009 г. в рамках проекта «Сахалин-2» вступил в строй первый в России завод по сжиже-нию природного газа мощностью 9,6 млн т в год.

В 2006 г. под давлением российских властей «Газ-пром» стал основным акционером «Сахалина-2» с долей 50% плюс одна акция. Тем не менее опе-раторские функции по прежнему выполняет Shell, несмотря на то, что его доля в проекте сократилась до 27,5%.

Пожалуй, единственный шельфовый проект, кото-рый «Газпром» может в ближайшее время вывести на стадию добычи, работая в одиночку, – разра-ботка Киринского газоконденсатного месторож-дения на блоке «Сахалин-3», открытого в 1992 г. Запасы блока оцениваются в 400 млрд куб. м газа.

«Газпром» рассчитывает начать здесь добычу в 2013 г. Ускорению работы над проектом спо-собствует то, что при разработке Киринского ГКМ было решено отказаться от использования до-рогостоящих ледостойких платформ и впервые в нашей стане использовать подводные добычные комплексы, разработанные норвежской компанией FMC Kongsberg Subsea AS.

Сооружения морского добычного комплекса Ки-ринского месторождения включают в себя шесть скважин с подводным расположением устьев, систему внутрипромысловых трубопроводов, сборный манифольд, газопровод-коллектор и бе-реговую площадку управления подводно-добыч-ным комплексом. Протяженность морской части газопровода-коллектора, транспортирующего газоконденсатную смесь на берег, – 28 км.


ТЕхНОлОгии

методы, применяемые за ру-бежом для добычи на сланце-вых месторождениях, ока-зались вполне адаптируемы к западносибирским низко-проницаемым коллекторам. однако высокие затраты не только на сами технологии, но и на экологию при их исполь-зовании могут воспрепятство-вать массовому внедрению в россии.

Экспериментна СамотлореПервые опыты применения тех-нологии многостадийного гидро-разрыва пласта (ГРП), известной в мире как MZST (Multizone stimulation technology), для разра-ботки трудноизвлекаемых запасов на зрелых месторождениях в За-падной Сибири, подтвердили ее эффективность. Как и прогнозиро-вали ранее источники RusEnergy, способы извлечения нефти, применяемые в США и Канаде на сланцевых месторождениях, оказались оптимальны для работы с западносибирскими трудоизвле-каемыми запасами (ТрИЗ).

Технология, принадлежащая ExxonMobil Upstream Research Company (дочернее общество ExxonMobil), опробована «Са-мотлорнефтегазом» (дочернее общество ТНК-ВР) на место-рождениях с низкопроницае-мыми коллекторами, сообщил RusEnergy специалист представи-

тельства канадской нефтесервис-ной компании Trican Well Service в России, которая проводила работы. В той или иной форме MZST в Западной Сибири уже применяли и другие компании, в том числе «Роснефть», но для коммерческой добычи из низко-проницаемых коллекторов техно-логию использовали впервые.

Опытным путем удалось выяс-нить, что для этих целей опти-мален шестистадийный ГРП. Он был проведен на 15 скважинах, в результате чего специалисты зафиксировали существенный рост эффективности добычи. К тому же, использование специ-ального оборудования позволило выполнять очистку ствола после каждой стадии ГРП и приступить к коммерческой добыче непо-средственно после завершения шестой стадии.

«Коллекторские и физические свойства пород в Югре схожи с ме-сторождениями сланцевой нефти. Цикл подготовки скважины с при-менением технологии сократился более чем в три раза. Отмечено, что продуктивность пласта оказа-лась на более высоком уровне по сравнению с другими методами. Подтверждено, что коэффициент

нефтеотдачи способен вырасти до 15%», – рассказал RusEnergy ис-точник в Trican Well Service.

В ТНК-ВР экспериментом тоже остались довольны: компания планирует до конца 2012 года вовлечь в проект еще 25 скважин на Самотлоре. Кроме того, с 2013 года ежегодно около 50 горизон-тальных скважин предприятий Западной Сибири будет экс-плуатироваться с применением данной технологии. Это позво-лит сократить время освоения скважин и вовлечь в разработку запасы, добыча которых ранее считалась нерентабельной.

В пакете с экологиейНо считать MZST панацеей для месторождений с низкопрони-цаемыми коллекторами нельзя, признает источник в Trican Well Service. Прежде всего, дело в до-

роговизне технологии. Шести-стадийный ГРП обходится как минимум в пять дороже, чем традиционный ГРП.

Кроме того, никто не отменял экологические препоны. Как известно, в мире крайне неодно-значно относятся к технологиям, применяемым для добычи сырья

Многостадийные ГРП: уже в РоссииНефтяникам придется осваивать новые технологиипо западным стандартам

Опытным путем удалось выяснить, что для трудноизвлекаемых запасов Западной Сибири оптимален шестистадийный ГРП



из сланцев. Большинство евро-пейских стран призывают вовсе отказаться от ГРП. Во Франции и Великобритании уже введен мо-раторий на технологию. Румыния и Чехия заморозили геологораз-ведку сланцевых месторождений на несколько лет.

«Основные опасения Америки и Европы связаны с питьевым во-доснабжением. В Америке и тем более в Европе остро стоит про-блема загрязнения грунтовых вод в результате ГРП. Но в Западной Сибири дела с водными ресурса-ми обстоят неплохо. Небольшому населению региона воды хватит еще на несколько веков. В России такие сдерживающие факторы не должны влиять на внедрение технологий», – считает директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин.

Тем не менее, они влияют, утверждает источник в Trican Well Service. Компаниям, кото-

рые станут добывать нефть из низкопроницаемых коллекторов при помощи технологии MZST, придется тратить на экологию больше привычного. По подсче-там собеседника, удельные затра-ты в пересчете на одну скважину вырастут примерно на 5%, а в целом дополнительные затраты составят около $1 млн.

Специалист рассказал RusEnergy: «В том варианте, в котором тех-нология сейчас применяется, в нее уже заложены экологические «наценки», и сервисные компа-нии, получившие ее по лицензии, вынуждены соблюдать требо-вания. Экологи рассматривают технологию буквально под лупой, и это заставляет закладывать в нее дополнительные природоох-ранные издержки: лучше пойти на уступки, чем нарваться где бы то ни было на полный запрет».

При этом собеседник назвал эко-логические «наценки» в большей

степени политической, чем эко-номической необходимостью. По его словам, однозначных данных, свидетельствующих о негативном влиянии MZST, пока не суще-ствует. Первые наиболее полные сведения по этому вопросу по-явятся в конце 2012 года, когда Агентство по охране окружающей среды США обнародует предва-рительный доклад о последстви-ях сланцевой добычи. Полный доклад должен быть опубликован в 2014 году. Но политика уже сейчас влияет на экономику проектов, а значит, российским нефтяникам, которые захотят ис-пользовать технологию, придется разделить «политические затра-ты» с западными коллегами.

Не привыкли платить«Привлечение иностранцев к раз-работке запасов должно оказать влияние на экологию. Я при-нимал участие в проектах «Са-халин-1» и «Сахалин-2» и убе-дился, что иностранцы по опыту

MZST от «Эксона»Разработчиком и владельцем патента на технологию многостадийного гидроразрыва пласта, или MZST (Multizone stimulation technology) является ExxonMobil Upstream Research Company (дочернее общество ExxonMobil). Технология позволяет повысить эффектив-ность операций по стимулированию пластов, коэффи-циент извлечения запасов и улучшить экономические показатели проекта.

MZST обеспечивает повышение коэффициента извле-чения запасов из обычных многопластовых структур и увеличивает рентабельность добычи из нетрадицион-ных многопластовых источников. Технология позволяет стимулировать приток из нескольких пластов в ходе одной операции, улучшая таким образом экономиче-ские показатели скважины.

При добыче газа из плотных пород, сланцев, метана угольных пластов, нефти плотных пород, где целевы-ми объектами являются многопластовые структуры, плотные пластовые зоны или протяженные пластовые интервалы, требующие различных воздействий на пласт, MZST может быть особенно полезна.

Технология оптимизирует операции по стимулирова-нию пластов с помощью одновременного применения оборудования перфорации и гидравлического раз-рыва в стволе скважины, что обеспечивает стимули-рование притока в нескольких пластах за один спуск. MZST способна значительно увеличить число пластов, в которых можно выполнить операцию гидроразрыва за одни сутки (по сравнению с традиционными методами стимулирования пластов).

В ряде случаев MZST может значительно уменьшить количество насосного оборудования, требуемого для стимулирования пластов, что, в свою очередь, снижает воздействие проводимых работ на окружающую среду.

MZST уже более пяти лет применяется на сланцевых месторождениях в США и Канаде, а в 2005 году техно-логия получила награду Platts Global Energy Award за самую инновационную коммерческую разработку.

Среди нефтесервисных компаний, имеющих представитель-ства в России, лицензиями на MZST владеют Schlumberger, Trican Well Service, Weatherford, Halliburton, Baker Hughes, Calfrac Well Services и Canyon Technical Services.



«В ГРП нет ничего страшного»

Ведущий специалист Института энергетики и фи-нансов Николай Иванов сомневается в бескорыст-ных интересах противников применения сланце-вых технологий добычи:

«В мире конфликт вокруг применения ГРП носит коммерческо-политический характер. И нередко экология выступает лишь как разменная монета. Например, в США владельцам земли принадлежат и все недра под ней, поэтому американские фер-меры одобряют бурение на своих участках – они получают процент от прибыли. Но хотят, видимо, еще больше, а потому ссылаются на экологи-ческий ущерб. Так что это спорный вопрос: где реальный вред для экологии, а где повод заявить о собственных интересах со стороны фермеров, бизнесменов и политиков.

Нам до проблем американских фермеров еще очень далеко. До проблем европейцев, впрочем, тоже: у них существует дефицит питьевой воды, и требования о запрете могут быть небезоснова-тельными. Тем более, почти во всех странах Евро-пы недра принадлежат государству, и обнаружить коммерческие интересы сложнее.

Однако они есть – только общегосударственного масштаба. Например, французы первыми запрети-ли гидроразрыв пласта с целью добычи из слан-цевых пород на своей территории. И этому есть объяснение: во Франции избыток электроэнергии, которая производится атомными станциями. При-мерно 70% энергетики построено на атомной ге-нерации, которая работает круглосуточно и прак-тически не поддается регулированию.

Гибкость минимальная, а в результате страна энергоизбыточная. Во Франции не знают, куда по ночам девать электроэнергию и готовы бесплатно отдавать ее. Конкуренция со стороны сланцевого газа или электрогенерации на основе газа сильно осложнит энергетическую картину. Во Франции не нуждаются в этом источнике энергии.

В остальной Европе против гидроразрывов высту-пают «зеленые». Заметьте, это не просто энтузиа-сты. В Европе есть партии «зеленых», которые вхо-дят в национальные парламенты и Европарламент.

С их мнением вынуждены считаться – за ними сто-ят избиратели. Это не те экологи из Greenpeace, которые привязывают себя к буровым

платформам, а вполне респектабельные европей-ские парламентарии.

В России такие сдерживающие факторы не рабо-тают. При этом экологии Западной Сибири трудно навредить сильнее, чем это уже сделано. В Запад-ной Сибири наибольшую опасность представляют разливы нефти, а не ГРП. Тем более, в советское время разведка и добыча в регионе велась варвар-скими способами – вплоть до подземных ядерных взрывов. В последнюю очередь обращали внима-ние на экологию.

А в ГРП ничего такого уж страшного нет. Список компонентов бурового раствора многократно обнародован. Основной компонент – гуаровая камедь, то есть бобовая культура, главным об-разом произрастающая в Индии. Это пищевая до-бавка, эмульгатор, присутствующий в жевательной резинке, соусах и мороженом. Гуаровая камедь делает смесь вязкой, и в буровом растворе она нужна для того, чтобы песок не оседал, а находил-ся во взвешенном состоянии. Вряд ли этой смесью можно серьезно отравить воды или почву.

Кстати, недавно мэр Нью-Йорка Марк Блумберг и пионер сланцевой добычи Джордж Митчелл объ-явили, что вложат несколько миллионов долларов в исследования, которые позволят создать стан-дарт экологически безопасного гидроразрыва пласта. Оба понимают, что без гидроразрыва экономически обоснованная добыча из твердых малопроницаемых пород невозможна. Поэтому они готовы потратить деньги на то, чтобы сделать гидроразрыв безопасным для окружающей среды.

Разумеется, нефтяным компаниям тоже придется потратиться на безопасность. С другой стороны, данный процесс слабо контролируется в России. Наивно было бы утверждать, что за соблюдением экологических стандартов станут тщательно сле-дить. Вопросы часто решаются коррупционными путями, а экологи-активисты считаются маргина-лами, к которым не принято прислушиваться».



знают: если они что-то нарушат, то переплатят в 10 раз больше, – отметил заведующий лабора-торией экологических проблем нефтегазового комплекса Инсти-тута проблем нефти и газа РАН Александр Никонов. – Поэтому, даже приходя в другую страну, они стараются следовать букве закона, в отличие от наших не-фтяников, хорошо знакомых с су-ществующей системой и спокой-но игнорирующих нормативы. С экологической точки зрения участие иностранцев позитивно повлияло на сахалинские проек-ты, и, думаю, позитивно повлияет на западносибирские».

Однако менталитет российских нефтяников переломить сложно, считает специалист Trican Well Service. Как убедились в предста-вительстве канадской нефтесер-висной компании, переплачивать за экологию готовы далеко не все. Trican Well Service уже однажды довелось столкнуться с отказом от использования MZST по эко-логическим причинам.

«Нефтяная компания, что на-зывается, средней руки сначала очень заинтересовалась техно-логией. В целом их даже вроде бы устроила цена, но когда менеджеры увидели подробную смету, то стали торговаться по отдельным пунктам, связанным как раз с экологией. Но их нельзя исключить – таковы наши обя-зательства перед владельцем тех-нологии. Прийти к согласию так и не удалось. Это психология: на технологии готовы потратиться, на экологию – нет», – отметил собеседник RusEnergy.

По его оценке, этот подход при-ведет к тому, что в России MZST для добычи из низкопроницае-мых коллекторов станут исполь-зовать только ВИНКи. С одной стороны, очевидно, что крупней-шие компании страны могут по-зволить себе значительно более серьезные вложения, чем мелкие игроки рынка. С другой стороны, говорит собеседник, технология

экономически оправдана не толь-ко для ВИНКов.

Как показал опыт, по уровню от-дачи на месторождениях с низ-копроницаемыми коллекторами альтернативы ей нет. При наличии большого трудноизвлекаемого фонда ежегодные темпы отбора покроют расходы – не только технологические, но и экологиче-ские. В ущерб нефтедобыче никто работать не станет: производи-тельность тоже вырастет. Раньше нужны были три недели для про-ведения нескольких качественных разрывов в скважине. MZST по-зволяет вскрывать десятки зон за несколько дней. С одной площадки можно бурить десяток скважин.

К тому же, эксперт считает, что если в Западной Сибири начнут применять сланцевые техноло-гии, это действительно пойдет на пользу экологии региона. По его словам, местным нефтяни-кам придется перенять хотя бы минимальные западные стандар-ты защиты окружающей среды. Вопрос лишь в том, захотят ли переплачивать за экологию те, кто раньше применял ГРП, не особенно задумываясь над при-родоохранными требованиями.

Многозональный ГРП для добычи из низкопроницаемых коллекторов в России станут использовать только ВИНК, – эксперт



траНСПорт

«газфлот» осуществил проводку судна ледового класса «Юрий Топчев», зафрахтованного компани-ей Sakhalin Energy, по Северному морскому пути из Холмска до порта Мурманск. Согласно сообщению компании, переход через Суэцкий канал занял бы около 45 суток, а тогда как по Севморпути «Юрий Топчев» дошел за 21 день.

«транснефть» внесет в Минэнерго предложения по корректировке схемы грузопотоков. Цель из-менений – перенаправить с конца 2013 г. высоко-сернистую нефть на отечественные НПЗ и за счет этого улучшить качество экспортного сырья на западных маршрутах.

«транснефть» готова оперативно увеличить мощ-ность нефтепровода Атырау – Самара с 15 млн т до 20 млн т в год без перестройки линейной части. Предложение не было принято Казахстаном: респу-блика не располагает дополнительными объемами нефти для экспорта по данному маршруту.

Пакистан официально пригласил Иран к участию в тендере на строительство пакистанского участка газопровода «Мир», по которому страна сможет получать иранское топливо.

Nord Stream AG ввел в строй вторую нитку «Север-ного потока» и довел мощность газопровода до 55 млрд куб. м в год. Однако пока он загружен менее чем наполовину, транспортируя через Балтику топливо, перенаправленное с украинского экспорт-ного маршрута.

аегт запустила в Керчи терминал по перевалке СУГ мощностью 1 млн т в год. Газ с месторождения Тенгиз будет перегружаться здесь из цистерн в тан-керы. Компания «Азиатско-европейский газовый терминал» (АЕГТ) принадлежит зарегистрированным в Казахстане «Дала-Транс» и Dala Group.

«роснефть» построит нефтепродуктопровод стоимо-стью $700 млн из порта Бейра (Мозамбик) до Хараре (Зимбабве). Оттуда топливо будет поступать также в Замбию, Малави и Ботсвану. В компании рассчиты-вают на поставку в Африку своих нефтепродуктов.

«газпром» все еще надеется построить газопровод «Алтай» на китайские деньги. Глава «Газпрома» Алек-сей Миллер заявил, что строительство экс

портного газопровода из Западной Сибири «Алтай» начнется лишь после заключения с Пекином догово-ра о поставках газа. При этом, по словам министра энергетики Александра Новака, Россия в случае реализации данного проекта ждет от Китая 40%-ной предоплаты строительства. Стоимость «Алтая» пред-варительно оценивается в $7 млрд.

япония хочет импортировать сахалинский газ по трубе. Проект строительства газопровода с юга Сахалина до острова Хоккайдо и далее вглубь стра-ны предложил президент компании Japan Pipeline Development and Operation Хидео Огава на конфе-ренции «Нефть и газ Сахалина». Протяженность трубы может составить в зависимости от маршрута 1300-1500 км, мощность – около 16-20 млрд куб. м газа в год.

аФк «Система» наращивает транспортные активы. Холдинг стал победителем в конкурсе, предложив за 100% акций компании «СГ-Транс», занимающейся транспортировкой и реализацией сжиженного угле-водородного газа, 22,77 млрд руб. (около $895 млн). Компании «СГ-Транс» принадлежат 16 тыс. цистерн; она обладает крупнейшим в РФ парком цистерн для перевозки СУГ.

«Стройтрансгаз» выбран «Газпром нефтью» под-рядчиком для строительства терминала по отгрузке нефти с Новопортовского месторождения на Ямале. ТЭО проекта должно быть готово к концу 2012 г., а строительство планируется завершить в 2014 г.

лУкойл достроил нефтепровод Харьяга – Южное Хыльчую. Он предназначен для транспортировки нефти с терминала «Север-ТЭК» (Харьяга) на пункт «Южное Хыльчую» с последующей сдачей нефти в межпромысловый нефтепровод «Южное Хыльчую – Варандей», что позволит ЛУКОЙЛу экспортировать нефть из Варандея танкерами, не прибегая к услугам Балтийской трубопроводной системы.

китай намерен получать из Центральной Азии до 70 млрд куб. м газа в год, сообщил представитель экспертно-консультативного совета Национальной администрации по энергетике КНР. Это превышает мощность газопроводов из Туркменистана и Узбеки-стана в направлении КНР (65 млрд куб. м в год).


СЕРВиС

А ты перешел на EPC?Подрядчики готовятся осваивать новую модель работы

В настоящее время в россии сектор ерС-услуг только фор-мируется, но уже в ближайшие пять-десять лет такая схема станет стандартом, прогно-зируют эксперты. Это значит, что участникам рынка при-дется научиться работать по новой для многих наших под-рядчиков западной модели.

«Под ключ» выгоднееСегодня одна из основных про-блем российского рынка услуг в нефтегазовой отрасли – отсут-ствие сформировавшегося секто-ра ЕРС-подрядчиков, способных реализовывать проекты под ключ. К такому выводу пришли в компании ТНК-ВР. Специ-алисты подсчитали, что много теряют на простоях, возникаю-щих из-за необходимости коор-динировать работу нескольких подрядчиков вместо того, чтобы отдать реализацию проекта еди-ному ЕРС-подрядчику.

Как заявила на состоявшемся в сентябре Слете поставщиков и подрядчиков ТНК-ВР ви-це-президент по управлению системой снабжения бизнес-на-правления «Разведка и добыча» Ольга Малышкина, оптимальное решение в этой ситуации – «вы-растить» ЕРС-сектор в России. Таким образом, компания официально поставила своих подрядчиков в известность, что им придется учиться работать по новой для многих западной комплексной модели и самосто-ятельно реализовывать проекты от стадии проектирования до монтажа (EPC – Engineering, Procurement, Construction).

«Пока мы начинаем обкатывать эту схему. Но в ближайшие пять-десять лет она уже должна стать нашим стандартом. Подразуме-вается, что подрядчики начнут выполнять проекты под ключ. Тогда нам придется предъявлять к ним значительно более высо-кие требования по компетенци-ям, качеству, уровню обучения персонала и технологической обеспеченности», – отметила Малышкина.

В ходе начавшейся договорной кампании на 2013 год, которая уже стартовала этим летом, тен-деров, по которым ТНК-ВР будет привлекать EPC-подрядчиков, всего восемь на сумму свыше $500 млн. В основном модель ЕРС пока предполагается исполь-зовать при реализации ямальских проектов («Ямал-Газ» и «Ямал-Нефть»). На ЕРС-подряд также будут отданы несколько объектов на месторождениях «ТНК-Уват».

Иностранцы лидируютРоссийский рынок ЕРС-подрядов в нефтегазовом секторе сегод-ня оценивается примерно в $60 млрд, подсчитали аналитики «Инвесткафе». Этот показатель включает и зарубежные про-екты российских нефтегазовых компаний, которые теоретически могли быть реализованы от-ечественными подрядчиками. Хотя на деле, как правило, на зарубежные стройки привлека-ются ЕРС-партнеры с мировым именем – американские Foster Wheeler и Flour Daniel, итальян-ская Technimont, норвежская Aker Solutions, французская Technip, южнокорейская Samsung

Engineering, австралийская Worley Parsons, немецкая Linde и другие известные компании.

Так, например, в начале года контракт почти на миллиард долларов с ЛУКОЙЛом полу-чила Samsung Engineering. Компания выступает в роли ЕРС-подрядчика при строитель-стве установок подготовки нефти на месторождении «Западная Курна-2», которое ЛУКОЙЛ разрабатывает вместе с North Oil Company. При этом в тендере во второй тур вышел и российский подрядчик «Глобалстрой-Ин-жиниринг», но ЛУКОЙЛ все-таки предпочел услуги Samsung Engineering.

«Когда речь идет о крупных про-ектах, тем более, зарубежных, рос-сийские нефтегазовые компании, как правило, выбирают иностран-цев. Для нашего рынка договорная модель ЕРС – явление недавнее. Опыта управления проектом в це-лом, а не отдельными работами, пока недостает. ЕРС-подрядчик берет на себя все риски, а значит, и заказчик рискует, если сделает неправильный выбор. Большин-ство пока не готово довериться российским компаниям», – счита-ет эксперт Энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Дарья Козлова.

Причем это касается не только проектов, реализуемых за рубе-жом. По оценке «Инвесткафе», сегодня на рынке ЕРС-подрядов в России иностранные компа-нии тоже получают свыше 50% контрактов. Среди российских подрядчиков опыт реализации


СЕРВиС

крупных ЕРС-проектов имеют «Глобалстрой-инжиниринг», «Стройгазмонтаж», «Межрегион-трубопроводстрой», «Стройтран-сгаз» и «Группа ГМС». Тем не менее, их доля на рынке ЕРС-услуг все равно заметно меньше, чем у иностранцев.

Сложно, но нужноЧто же мешает ТНК-ВР идти по пути привлечения ино-странцев на ЕРС-подряд? «EPC-компетенции характерны для западных компаний, и мы понимаем, что с российскими подрядчиками будет сложнее. Но это нам нужно. Своих под-рядчиков мы призываем всту-пать в консорциумы, обучать людей за рубежом и набираться соответствующего опыта. Мы убедились – полностью от-давать проект иностранному EPC-подрядчику, который не знаком с российскими реалиями, не всегда разумно», – заявила Малышкина.

Особенно это касается таких моментов, как знание российской нормативной базы и взаимо-действие с государственными органами. Кроме того, в ТНК-ВР отмечают, что иностранные подрядчики всегда закладывают в проект зарубежное оборудова-ние и материалы. Порой это не слишком выгодно заказчику, но зато знакомо подрядчику.

Чтобы подтолкнуть своих подрядчиков к участию в ЕРС-тендерах уже в ходе договорной кампании 2013 года, в ТНК-ВР сформировали список пред-квалифицированных ЕРС-подрядчиков. Предполагается, что это поможет потенциальным участникам выбрать себе партне-ров: те компании, которые входят в соответствующую базу, смогут заблаговременно до тендера определиться, с кем вступить в консорциум.

Конечно, такая политика не озна-чает, что в ТНК-ВР решили отка-заться от сотрудничества с ино-странными ЕРС-подрядчиками. В компании считают, что наибо-лее плодотворным будет партнер-ство российских и зарубежных специалистов: первые смогут набраться недостающего опыта, а вторые – более гибко работать в условиях отечественных зако-нодательных норм и бюрократи-ческих реалий.

Ошибки неизбежныСами подрядчики с интересом и осторожностью присматривают-ся к новой модели, которая в бли-жайшие пять-десять лет должна стать стандартом для ТНК-ВР. С одной стороны, она привлека-тельна из-за возможности стать держателем крупного контракта, с другой – подразумевает ответ-ственность за все риски с момента начала проектирования до сдачи готового объекта заказчику.

«У нас был опыт обустройства месторождения под ключ, – по-делился с RusEnergy представи-тель подрядной организации, работающей, в том числе, с ТНК-ВР. – Объект сдан, но в некотором смысле блин вышел комом: мы не смогли с достаточной степе-

нью точности оценить расходы. Модель ЕРС подразумевает, что генеральный подрядчик выпол-няет работу по фиксированной цене, принимая на себе буквально все риски по реализации проекта. Мы же не учли некоторые момен-ты и затянули со сроками. Но во второй раз такое вряд ли повто-риться: теперь опыт подобной работы уже есть, а раньше его, по-видимому, было недостаточно».

Однако в ТНК-ВР не хотят, чтобы их проекты становились по-лигоном для отработки первых попыток отдельных подрядчиков. Главным требованием к будущим ЕРС-партнерам станет наличие опыта реализации подобных про-ектов. Тем подрядчикам, которые пока не могут им похвастаться, но обладают необходимыми компе-тенциями для реализации проекта, рекомендуют напрямую выходить на потенциальных генподрядчи-ков и пытаться предложить им альянс или услуги субподряда.

«Так новый сектор и должен формироваться. Получая роли в ЕРС-проектах, подрядчики готовятся к тому, чтобы само-стоятельно браться за крупные проекты. Подрядчики будут про-фессионально расти вместе с на-

Что такое ЕРС?

EPC (от англ. Engineering, Procurement and Construction – инжиниринг, по-ставки и строительство) – модель организации работ, при которой заказчик на этапе подготовки проекта выбирает единого генподрядчика (или кон-сорциум подрядчиков). В дальнейшем генподрядчик выполняет все работы в полном объеме. На заказчика ложатся только предварительные проектные изыскания, необходимые для подготовки к тендеру.

Генподрядчик отвечает за проектирование и детальный инжиниринг, за при-обретение оборудования и комплектующих, а также за строительство. Кроме того, EPC-подрядчик осуществляет наем рабочих для проведения строитель-но-монтажных работ. Как правило, EPC-договор оформляется с указанием фиксированной стоимости.


СЕРВиС

шими проектами, и мы настоя-тельно призываем их стремиться к освоению новых направлений. В этом, собственно, и заключа-ется идея формирования сектора ЕРС-подрядчиков», – отметила Малышкина.

Хорошо забытое староеСфера применения ЕРС-контрактования со временем бу-дет расширяться. Сейчас в компа-нии рассматривают перспективу передачи на EPC-подряды таких проектов, как строительство объектов розничной сети АЗС, сообщил исполнительный дирек-тор ТНК-ВР Герман Хан. По-степенно ЕРС-проекты должны «обмельчать»: то, что крупные объекты удобнее отдавать ЕРС-подрядчикам, очевидно и сейчас, а вот с мелкими вопрос пока завис в воздухе, но, вероятно, решится в пользу ЕРС-модели.

«Новомодные названия вроде ЕРС имеют старые советские аналоги – исполнение функции заказчика-застройщика, – счи-

тает Алексей Алпатов, директор группы компаний «СтройСинтез-Групп», шесть лет сотрудничаю-щей с ТНК-ВР. – В этой модели нет принципиальной новизны, поэтому не вижу причин бояться перехода к ней. Модель особен-но эффективна для «коротких» контрактов сроком реализации до года. Не приходится прово-дить десяток отдельных тендеров, а значит, заказчик экономит вре-мя. К тому же, одному подрядчи-ку не нужно переделывать работу за другого, что тоже экономит время. В этом и заключается главное преимущество ЕРС-модели для подрядчика – на него перестает влиять качество работы других подрядчиков, которых он не выбирает».

Алпатов отметил, что исполь-зование ЕРС-контрактования становится тенденцией. Так, например, по его наблюдениям, «Газпром нефть» уже почти пол-ностью перешла на аналогичную модель работы со своими под-рядчиками на небольших проек-

тах. По тому же пути постепенно начинают двигаться «Газпром» и ЛУКОЙЛ.

«Действительно, EPC-контракты постепенно становятся не то что-бы повсеместной, но широко ис-пользуемой практикой. Хотя еще несколько лет назад компании работали только по традицион-ным схемам реализации инвести-ционных проектов. Пока лишь немногим удается осуществлять весь комплекс работ – инжи-ниринг, закупки оборудования, строительство. У нас есть опре-деленные проблемы с высоко-технологичными проектами, но в целом переход на EPC-модель происходит, и игнорировать эту тенденцию уже опасно», – счита-ет президент Тюменской ассоциа-ции нефтегазосервисных компа-ний Владимир Борисов.

По его словам, подобные вы-воды напрашиваются давно. Заказчиков все чаще интересуют комплексные решения, а не ло-кальные работы. Борисов уверен: несмотря на то, что сектор ЕРС-подрядчиков еще только форми-руется, в ближайшие пять-десять лет модель ЕРС действительно станет стандартом.

«Дело тут не в волеизъявлении отдельно взятой компании, а в потребностях нефтегазового сек-тора. Менеджеры ТНК-ВР просто сформулировали вывод, который висел в воздухе, и озвучили его для своих подрядчиков», – отме-тил эксперт.

Схема реализации проекта через ЕРС-подряд

Источник: RusEnergy


КАСПиЙСКиЙ РЕгиОН

Второе дноБаку пытается уверить инвесторов в неисчерпаемости газовых запасов

азербайджанские власти надеются убедить потенци-альных инвесторов, что недра республики скрывают колос-сальные запасы газа, причем его залежи могут находиться на участках, которые раньше безрезультатно разведыва-лись на нефть. Правда, вести добычу придется на глубинах, превышающих 6500 м, и в ус-ловиях сверхвысокого пласто-вого давления.

Поспешная добычаГосударственная нефтяная ком-пания Азербайджана (ГНКАР) начала промышленную добычу газа на офшорном месторождении Умид, открытом в 2010 г. (см. Два в одном). «Сегодня первый газ с месторождения Умид уже посту-пил на берег в газотранспортную систему Азербайджана», – объя-вил 20 сентября президент ГНКАР Ровнаг Абдуллаев. По его словам, пока добыча ведется с одной сква-жины, суточной дебит которой составляет 1 млн куб. м газа и 200 т конденсата. Однако планируется строительство еще пяти добываю-щих скважин.

Настораживает поспешность, с которой Азербайджан приступил к эксплуатации месторождения. Ведь здесь пробурены лишь две разведочные скважины. Вторая из них, строительство которой завер-шено в июне текущего года, была спешно перепрофилирована в экс-плуатационную. За три месяца ГНКАР проложила промысловый трубопровод до берега протяжен-ностью около 40 км.

Скорее всего, целью Баку, форси-рующего разработку структуры Умид, было продемонстрировать Евросоюзу, что в республике имеются перспективные газо-вые структуры, которые можно быстро ввести в эксплуатацию и увеличить экспортный потен-циал Азербайджана, подтвердив его репутацию как самостоя-тельного игрока на европейском рынке газа.

Тяга к самостоятельностиНа словах Баку поддерживает идею строительства Транскаспий-ского газопровода, по которому газ из Туркменистана мог бы транспортироваться в Азербайд-жан и далее в Европу. Тем не менее, азербайджанские власти

неоднократно заявляли, что ре-спублика в состоянии оперативно увеличить добычу газа и в оди-ночку, без привлечения туркмен-ского сырья, загрузить экспорт-ные газопроводы, строительство которых планирует Евросоюз.

Мощность газопроводов TANAP и Nabucco West, по которым каспийский газ должен транспор-тироваться в Европу, составляет

на первом этапе 16 млрд куб. м в год. Столько сырья должна обе-спечить вторая очередь освоения азербайджанского газоконденсат-ного месторождения Шах-Дениз на каспийском шельфе.

Однако на 6 млрд куб. м из этих объемов претендует Турция. Так

Основные офшорные проекты в азербайджанской зоне Каспия

Источник: RusEnergy

Азербайджанские власти заявляют, что республика в состоянии загрузить газопроводы в Европу самостоятельно, без Туркменистана



что европейским потребителям остается лишь 10 млрд куб. м газа в год.

Хотя Баку заявляет, что дока-занные запасы газа в республике составляют 2,55 трлн куб. м, прогнозируемые –3,45 трлн куб. м, в настоящее время здесь нет проектов, способных обеспечить полную загрузку трубы в направ-лении Европы. Начало добычи на Умиде призвано показать Брюс-селю, что такие резервы имеются.

В середине сентября текущего года министр промышленности и энергетики Азербайджана Натиг Алиев заявил, что месторождение Умид способно обеспечить экс-порт из Азербайджана 6 млрд куб. м газа в год на протяжении 30 лет. Министр подчеркнул, что откры-тие этого месторождения повы-шает шансы на открытие и ввод в эксплуатацию еще нескольких газовых месторождений в азер-байджанском секторе Каспия. А раз так, то без туркменского сырья можно обойтись.

Без помощниковВпрочем, надежды азербайджан-ских властей на запасы Умида могут не оправдаться. Во всяком случае, приступая к его развед-ке, ГНКАР рассчитывала, что суточный дебит скважин составит 1,5-2,0 млн куб. м в сутки. На практике оказалось по крайней мере в полтора раза меньше.

Кроме того, ГНКАР до сих не имеет плана освоения месторож-дения, учитывающего результаты разведочного бурения. Пред-ставитель крупной компании, ведущей добычу газа в Азербайд-жане, на условиях анонимности

согласился прокомментировать заявление Баку о начале про-мышленной добычи на Умиде:

«Непонятно, зачем нужно так спешить и начинать добычу, про-бурив лишь пару скважин».

По словам источника, специ-алисты ГНКАР допускают, что между структурами Бабек и Умид может существовать гидроди-намическая связь. При этом разведочное бурение на Бабеке даже не начиналось. «Опасно начинать промышленную разра-ботку столь сложной структуры, не разобравшись до конца с ее геологическим устройством», – уверен источник. Он считает, что азербайджанским нефтяникам не хватает опыта самостоятельного

ведения разведки и добычи на шельфе. Поэтому для госкомпа-нии целесообразно было бы взять в партнеры по разработке Умида и Бабека мейджора, давно рабо-тающего на Каспии.

Похоже, у руководителей ГНКАР пока что иные планы. В июне 2012 г. в ходе выставки Caspian Oil & Gas эксперт ООН по энерге-тике, глава Фонда наследия Но-белей Тогрул Багиров сообщил, что после технического открытия месторождения Умид ГНКАР заключит контракт на условиях СРП, взяв в партнеры малоиз-вестную компанию Nobel Oil. Предполагается, что доли партне-ров в проекте составят 80% и 20% соответственно.

Впрочем, глава ГНКАР, от-вечая на вопросы журналистов о судьбе Умида, подтвердил эту информацию лишь частично: «Nobel Oil является нашим пар-тнером по СП, ведущему работы

Два в одном

Офшорное месторождение Умид находится в 75 км южнее Баку на участке с глубиной моря около 60 м. По данным геофизических исследований, Умид может представлять собой двухгоризонтное ГКМ.

Запасы верхней структуры (Умид) оцениваются в 200 млрд куб. м газа и 30-40 млн т газового конденсата. Нижняя структура (Бабек), как предполагают азербайджанские геологи, по размерам вдвое превышает Умид, что позволяет им ожидать и вдвое большие за-пасы УВ.

В ГНКАР не исключают, что между Умидом и Бабеком существу-ет гидродинамическая связь. В этом случае суммарные запасы структур Умид-Бабек, по оценкам, составляют 600 млрд куб. м газа и 90-120 млн т конденсата.

С 1977 по 1992 г. на Умиде было пробурено девять скважин, оказав-шихся сухими. В 2010 г. ГНКАР начала здесь разведочное бурение, установив в предполагаемом центре месторождения стационарную буровую платформу.

Месторождение Умид способно обеспечить экспорт 6 млрд куб. м газа в года на протяжении 30 лет, – Алиев



на Умиде. Но вопрос заключения СРП все еще не определен, хотя и остается актуальным», – уточ-нил Ровнаг Абдуллаев.

Крепкий орешекСкорее всего, без сильного ино-странного партнера ГНКАР всё же не обойтись. На первом этапе раз-ведки азербайджанцы попробова-ли сэкономить, используя стацио-нарную платформу, построенную из технологических модулей, предназначавшихся для недо-строенной платформы «Чираг-6». Благодаря этому бурение каждой разведочной скважины обошлось ГНКАР примерно в $80 млн.

При этом условия работы на Умиде простыми не назовешь. По итогам бурения второй раз-ведскважины ГНКАР объявила, что пластовое давление здесь оказалось более высоким, чем на месторождении Шах-Дениз (там этот показатель составляет 90 МПа). Кроме того, на Шах-Денизе из скважин идет прак-тически чистый газ, а на Умиде в добываемом сырье много при-месей, включая песок.

Предполагается, что на Умиде будут буриться наклонно-на-правленные скважины глубиной более 6500 м с отклонением от вертикали 500 м. На строитель-ство одной скважины у азербайд-жанских буровиков уходит около восьми месяцев. Таким образом, на бурение пяти запланирован-ных на первом этапе разработки месторождения скважин уйдет более трех лет при использова-нии на платформе одного буро-вого станка. А для того, чтобы выйти на объем добычи 6 млрд куб. м в год, нужно пробурить 15-16 скважин и построить не-сколько добывающих платформ. Что потребует от ГНКАР весьма существенных вложений, кото-рые она вряд ли сможет осуще-ствить в одиночку.

Разведать дваждыАзербайджанские власти не уста-ют подчеркивать, что структура Умид детально исследовалась во времена СССР с проведением разведочного бурения и по его итогам признана неперспектив-ной. Тем не менее, здесь были обнаружены крупные запасы при-родного газа и конденсата. А это означает, что и другие участки каспийского шельфа, от которых отказались инвесторы, пробурив здесь сухие скважины, могут со-держать значительные запасы УВ. Просто бурить нужно глубже, чем раньше, считают в ГНКАР.

Некоторые успехи в этом направ-лении уже имеются. Год назад Total объявила об открытии на азербайджанском шельфе круп-ного газового месторождения Ап-шерон, оценив его запасы в 300 млрд куб. м.

В начале 2000 г. разведку на Апшероне вел Chevron. Однако американцы, пробурив одну су-хую скважину, сочли дальнейшие исследования бесперспективны-ми и в 2003 г. свернули проект.

Исследуя Апшерон, Total запла-нировала бурение разведочной скважины на глубину 7200 м. И обнаружила на глубине 6500 м продуктивный пласт толщиной около 170 м. Тем не менее, фран-цузская компания продолжила бурение до плановой отметки, чтобы лучше узнать геологиче-ское строение участка. Бурение до 7150 м позволило, в частности, вскрыть галинскую свиту, до которой на каспийском шельфе ранее не добуривались.

Удачу французов на Апшероне Баку использует для того, чтобы

убедить инвесторов повторно вернуться на каспийский шельф. На этот раз для поисков газа, ко-торый может залегать значитель-но глубже, чем нефтяные пласты. По словам вице-президента ГНКАР Хошбахта Юсифзаде, как собственный опыт азербайджан-ских нефтяников, так и мировая практика показывают: на боль-ших глубинах вероятнее откры-тие газоконденсатных залежей, чем нефтяных.После того, как Total успешно

Такой разный мезозой

Смещение фокуса в сторону больших глубин бурения заставляет работаю-щих в Азербайджане нефтяников пристальнее присмотреться к мезозойским отложениям. Баку это намерение всячески поддерживает.

«Мы (ГНКАР, – RusEnergy) начали исследовать эти пласты, но у нас не хвати-ло средств. Если иностранцы хотят за это взяться, мы не против», – заявил Хошбахт Юсифзаде, комментируя в конце 2011 г. подписание соглашения между ГНКАР и ConocoPhillips о совместном изучении мезозойских пластов на севере Азербайджана. Он объяснил, что эти пласты трудно обнаружить, поскольку в Азербайджане они находятся на разных глубинах: «В некоторых местах это 30 тыс. метров, в некоторых 3-5 тыс. метров».

Успех Умида может означать, что и другие участки азербайджанского шельфа, от которых отказались инвесторы, содержат УВ на большой глубине



разбурила Апшерон, потенциаль-ные инвесторы стали проявлять осторожный интерес к участкам, уже затронутым разведкой. Нор-

вежская Statoil летом текущего года подписала с азербайджан-ской госкомпанией соглашение по оценке геолого-геофизической информации по мелководной тер-ритории северо-западной части Апшеронского мыса с примене-нием современных технологий. Проявила интерес к мелковод-ным участкам вокруг Апшерона и BP.

Уход в глубинуОткрытие промышленных за-пасов УВ на каком-либо участке азербайджанского шельфа, ранее признанном инвесторами беспер-спективным, подогреет интерес

к таким блокам, что может при-вести ко второму этапу освоения азербайджанского шельфа. Тем не менее, уже сегодня ясно, что

разведку (а в случае обнаруже-ния промышленных запасов УВ – и добычу) придется вести на горизонтах, расположенных на глубинах под 7000 м и в условиях сверхвысокого пластового давле-ния (см. Такой разный мезозой).

С большой вероятностью подоб-ные условия работы, приводящие к стремительному росту расходов на разведку и добычу, станут новой нормой, с которой придет-ся столкнуться нефтяным компа-ниям в Азербайджане. При этом экономически целесообразными такие проекты, скорее всего, ста-нут лишь при условии стабильно

высоких цен на углеводороды.

В то же время, развитая газовая инфраструктура в Азербайджа-не, которая появится при начале поставок сырья в Европу, по-зволит добывающим компани-ям минимизировать вложения в строительство трубопроводов для отправки сырья на экспорт, направив сэкономленные сред-ства на разведку и добычу.

Открыие промышленных запасов на каком-либо участке азербайджанского шельфа может привести ко второму этапу его освоения



Последнее предупреждениеБаку жестко раскритиковал ВР за падение добычи на АЧг

Президент азербайджана на заседании правительства под телекамеры обвинил британ-скую компанию в «ложных обещаниях» относительно объемов добычи на блоке азе-ри – чираг – гюнешли (ачг). До разрыва отношений дело вряд ли дойдет. однако Баку может использовать претен-зии к BP, чтобы потребовать увеличения своей доли в при-быльной нефти с ачг, а также вынудить британцев активизи-ровать добычу азербайджан-ского газа.

Неожиданная размолвкаМежду Баку и BP пробежала чер-ная кошка. 10 октября президент Азербайджана Ильхам Алиев, вы-ступая на заседании кабинета ми-нистров, обрушился на BP с крити-кой. Он обвинил международный консорциум Azerbaijan International Operating Company (AIOC), воз-главляемый британской компа-нией, в резком снижении добычи нефти на блоке месторождений Азери – Чираг – Гюнешли.

«Из-за многочисленных ошибок, допущенных консорциумом, в по-следние годы добыча нефти на месторождениях Азери и Чираг начала резко падать», – заявил Алиев (см. График 1). В резуль-тате республика, по оценкам Баку, недополучила от экспорта своей доли прибыльной нефти (поскольку AIOC добывал ее в объемах, сильно уступавших за-явленным) около $8,1 млрд. При этом консорциум во главе с BP,

негодовал президент, вложил в разработку АЧГ $28,7 млрд, уже окупил затраты и получил дохо-ды в размере $73 млрд.

Как отмечают наблюдатели, это первый случай, когда глава Азербайджана публично крити-кует стратегического инвестора (BP уже вложила в Азербайджан около $30 млрд и планирует удвоить эту сумму). Причем под объективами телекамер, обвиняя британцев в «ложных обещаниях».

Ильхам Алиев объяснил: от-крыто высказать претензии BP его побудило то, что месяц назад руководство компании пообе-щало ему принять практические меры для сохранения добычи на стабильном уровне, а также сме-нить управленцев, допустивших грубые ошибки. Но эти обещания не были выполнены.

До разрыва с ВР дело вряд ли дойдет. В Баку понимают, что в одиночку они с масштабны-ми нефтегазовыми проектами, в которых участвует британская компания, не справятся. Скорее всего, за публичной выволочкой, устроенной BP, помимо сожале-ния о недополученных миллиар-дах, скрывается намерение пере-смотреть условия СРП, увеличив долю Азербайджана в прибыль-ной нефти. Кроме того, не исключено, что Баку использует ситуацию, чтобы надавить на BP и ускорить реализацию газовых проектов с ее участием. В условиях по-стоянного снижения объемов нефтедобычи Азербайджан делает ставку на газ и стремится наращивать его добычу.

Ничего и не былоПока что Баку пытается прига-сить конфликт, который взволно-

График 1. Динамика добычи нефти на АЧГ, млн т в год

Источник: BP Azerbaijan



вал работающих в Азербайджане иностранных инвесторов. Те неоднократно наблюдали, как со-седние Россия и Казахстан снача-ла обвиняли западные компании в нарушении контрактов, а затем отбирали у них значительные доли в проектах. Было бы не-приятным сюрпризом, если бы Азербайджан перенял этот опыт.

Желая сгладить президентский де-марш, министр промышленности и энергетики Азербайджана Натиг Алиев поспешил заявить: «Сигнал к BP в отношении улучшения ра-боты на Азери – Чираг – Гюнеш-ли не означает, что мы выступаем против нее или других иностран-ных компаний. Никакой угрозы для BP и других иностранных нефтекомпаний в Азербайджане нет и не может быть».

От него эстафету принял спикер азербайджанского парламента Огтай Асадов. 16 октября на пленарном заседании он сказал, что «деструктивные СМИ» по-литизируют выступление Ильха-

ма Алиева, и попросил депутатов и прессу: «Президент преподал [BP] азбуку нефтедобычи, рас-сказав о прогнозах и графике. Давайте раз и навсегда забудем об инциденте». Хотя и не преминул отметить, что для BP это «послед-нее предупреждение».

Готовность не таить обиду в ответ продемонстрировала и BP. «Наша компания сохраняет полную ло-яльность Азербайджану и рабо-тает с Государственной нефтяной компанией Азербайджана над разрешением в кратчайшие сроки проблемы добычи на месторож-дениях Азери – Чираг – Гюнеш-ли», – заявила пресс-секретарь BP Azerbaijan Тамам Баятлы.Вскоре BP Azerbaijan сообщила, что два ее вице-президента поки-дают компанию: один уходит на пенсию, а второй перейдет на ра-боту в исследовательский Global Wells Institute at BP в английском

Твикенхэме. Впрочем, госпожа Баятлы подчеркнула, что данные перестановки были запланирова-ны «за длительное время».

Кроме того, BP и ГНКАР догово-рились сформировать рабочую группу, которая в течение месяца должна выяснить причины паде-ния добычи на АЧГ.

Вектор внизМинистр Натиг Алиев не склонен драматизировать ситуацию с BP. Он считает, что падение добычи в ходе разработки месторожде-ний в принципе не должно пугать, но такое резкое, как на АЧГ – это ненормально: «Мы видим цифры, которые сильно отличаются от планируемых. Это означает, что либо программа [разработки] была составлена неправильно, либо мероприятия, которые проводились для стабилизации добычи нефти, недостаточны».

Натиг Алиев напомнил, что запасы АЧГ первоначально оценивались в 511 млн т нефти и предполагалось, что стабильная добыча на протяжении более чем 10 лет может составлять 35 млн

т в год. Похоже, что «полка» на АЧГ не получилась: сразу же по-сле выхода добычи на пик в 2010 г. началось ее падение (см. Блок в свободном падении).

Группа месторождений АЧГ была открыта еще во времена СССР; ее запасы были оценены примерно в 500 млн т нефти. Впоследствии ГНКАР существенно повысила прогнозные запасы до 900 млн т нефти и 140 млрд куб. м газа. BP с такой оценкой спорить не стала.Вполне возможно, что советские геологи были ближе к истине. В этом случае после восьми лет

Блок в свободном падении

Общие запасы блока месторождений Азери – Чираг – Гюнешли на шельфе Азербайджана оцениваются в 930 млн т нефти и 600 млрд куб. м газа. Добыча на месторождении Чираг начата в 1997 г. С начала добычи до середины 2012 г. ее суммарный объем составил 272 млн т нефти.

Пик добычи на АЧГ зафиксирован в III кв. 2010 г. – 835,1 тыс. барр. в сутки. Затем началось снижение. По итогам I кв. 2012 г. добыча составила 711,8 тыс. барр./сутки, что на 9,4% меньше, чем за аналогичный период 2011 г.

При этом за 2011 г. на АЧГ было введено в строй шесть новых эксплуатаци-онных скважин и две технические для закачки воды и газа в дополнение к 54 эксплуатационным и 28 техническим, действовавшим на декабрь 2010 г. Однако все эти меры не помогли преодолеть падение.

Разработкой блока на условиях СРП является консорциум Azerbaijan International Operating Company (AIOC) в составе: BP (оператор – 35,8%), ГНКАР (11,6%), Chevron (11,3%), INPEX (11%), Statoil (8,6%), ExxonMobil (8%), TPAO (6,8%), Itochu (4,3%), Hess (2,7%; пакет приобретен индийской ONGC, сделка будет завершена в I кв. 2013 г.).

Никакой угрозы для BP и других иностранных нефтекомпаний в Азербайджане нет и быть не может, – Натиг Алиев



откачки большой нефти (в сред-нем по 30 млн т в год) в АЧГ остается менее 300 млн т нефти. Которая может закончиться рань-ше, чем истекает срок действия СРП по АЧГ (2024 г.).

Качать не в пластВпрочем, источник RusEnergy в Баку, знакомый с ходом реали-зации проекта, называет еще одну причину, которая могла способ-ствовать падению добычи.

Британская компания повышает внутрипластовое давление на месторождениях АЧГ, закачивая воду и попутный нефтяной газ (ПНГ). Причем отдает предпо-чтение последнему. К закачке оператор вынужден был присту-пить в 2006 г., на два года раньше запланированного срока.

В соответствии с СРП по разра-ботке блока АЧГ весь получае-мый в ходе добычи ПНГ является собственностью Азербайджана. BP настаивала на том, чтобы попутный газ в максимальных объемах закачивался обратно в пласт. В ГНКАР с этим со-гласились. Однако, по словам источника RusEnergy, после того как «Газпром» в 2009 г. начал по-купать топливо в Азербайджане и выразил готовность наращивать закупки, ГНКАР регулярно стала требовать от AIOC дополнитель-ные объемы газа, чтобы выпол-нить контрактные обязательства перед Москвой.

Так, в 2009 г. ГНКАР рассчитыва-ла получить с АЧГ 1,45 млрд куб. м ПНГ, однако по итогам года поставки достигли 4 млрд куб. м. В текущем году, по данным BP Azerbaijan, ГНКАР ждет с АЧГ 3 млрд куб. м ПНГ. Из-за отбора газа в интересах ГНКАР, считает источник, BP не может осущест-влять операции по поддержанию пластового давления в необхо-димом объеме. Азербайджанская

госкомпания предпочла такти-ческие финансовые интересы (экспорт газа) стратегическим – эффективной разработке АЧГ.По всей видимости, с надеждами добывать на АЧГ 1 млн барр. в сутки (50 млн т в год) азер-байджанским властям придется распрощаться. Как сообщил источник RusEnergy, в настоящее время обсуждается вопрос, мож-но ли поднять добычу до 650 тыс. барр./сутки и поддерживать ее на этом уровне какое-то время.

Больше газаВесьма сомнительно, что Баку сумеет стребовать с AIOC упу-щенную прибыль. Однако не исключено, что азербайджанские власти попробуют на казахский манер надавить на консорциум, чтобы пересмотреть условия СРП и, скажем, увеличить свою долю прибыльной нефти с 75% до 80%.

Кроме того, нападки на BP могут преследовать еще одну цель: за-ставить компанию форсировать газовые проекты на территории Азербайджана.

Британская компания является оператором проекта по разработ-ке азербайджанского ГКМ Шах-Дениз. Его вторая фаза должна обеспечить ежегодные поставки в Турцию и Западную Европу 16 млрд куб. м газа начиная с 2017 г. Азербайджанские власти пред-лагали запланировать добычу в рамках второй фазы в объеме 20-25 млрд куб. м в год, однако BP на это не согласилась.

Кроме того, есть еще один проект, реализация которого, скорее всего, зависит от ВР. Это разработка газовых горизонтов глубокого залегания на АЧГ. В соответствии с СРП консорциум получил право на разработку нефтяных гори-зонтов лишь до свиты перерыва. Однако на глубине более 6000 м находятся надкирмакинская и под-кирмакинская свиты, превосходя-щие свиту перерыва по мощности. Согласно прогнозным оценкам, здесь может залегать около 250 млрд куб. м природного газа.

ВР еще пять лет назад предложи-ла правительству Азербайджана начать переговоры о разработке

Минимум гарантий

Контракты с минимальной гарантией возмещения (Risk Service Contract, RSС) предусматривают, что компания-подрядчик соглашается провести разведку и осуществлять добычу полезных ископаемых в интересах привлекающего ее государства. При этом контрактор принимает на себя риски в объеме, соот-ветствующем размеру затрат на разведку и разработку месторождения.

Если объем выявленных запасов позволяет начать их добычу, компания полу-чает вознаграждение, включающее понесенные ею затраты плюс прибыль (размер вознаграждения, как правило, ограничивается путем установления фиксированной цены за единицу добытых УВ). Если контрактору не удает-ся обнаружить промышленные запасы, вознаграждение не выплачивается. В отличие от соглашений о разделе продукции, собственником всего добы-ваемого на условиях RSС-контракта сырья становится национальная госком-пания.

Контракты на условиях RSС характерны для стран Латинской Америки, вла-сти которых хотели бы сохранять государственную монополию на добычу УВ.



нижних горизонтов АЧГ. Однако дело застопорилось. В прошлом году президент ГНКАР Хошбахт Юсифзаде заявил, что в состав пула компаний, которые будут добывать газ на АЧГ, войдут участники консорциума AIOC – однако не обязательно в полном составе и не обязательно операто-ром проекта станет BP.

От PSA к RSAC большой вероятностью пере-говоры с иностранными инвесто-рами идут с трудом потому, что азербайджанские власти намере-ны отказаться в новых газовых проектах от модели СРП, хотя первоначально предполагали ис-пользовать именно ее.

Как сообщил в конце 2011 г. глава управления иностранных инвестиций ГНКАР Вагиф Алиев, газовый контракт по АЧГ будет заключаться на условиях RSA (или RSC, контракт с минималь-ной гарантией возмещения). Договор такого типа значительно менее выгоден для инвесторов, поскольку собственником добы-ваемых углеводородов при таком раскладе становится националь-ная компания, а иностранцы вы-ступают скорее в роли подрядчика (см. Минимум гарантий).

Судя по всему, азербайджанские власти окрылены перспективами, которые открывает перед респу-бликой Южный газовый коридор.

Однако для того, чтобы стать главным (а возможно, и един-ственным) поставщиком каспий-ского газа в Европу, Баку необхо-димо активизировать его добычу. И в этой ситуации все средства хороши, в том числе прямое дав-ление на инвесторов.

Играя ключевую роль в Южном газовом коридоре, Баку будет все чаще брать пример с Астаны и по-зволять себе металлические нотки в голосе, ведя диалог с инвесто-рами. Вопрос в том, согласятся ли те на новые условия партнерства, которые намерен предложить им Баку.

Подробную информацию об отчете можно найти на сайте www.rusenergy.com, или получить у менеджеров RusEnergy по тел. +7 (495) 605-34-15/16

Цена: 28 000 руб.

Знакомьтесь: нефтяные лоббисты КазахстанаКакие группы влияния имеются внутри нефтегазовой элиты Казахстана? От чего зависит аппаратный вес чиновников и управленцев? Как найти в Казахстане влиятельного союзника, способного помочь в продвижении вашего бизнеса, и избежать при этом политических ошибок?

Справочно-аналитический отчет RusEnergy «Нефтяное лобби Казахстана: структура и персоналии», впервые выпущенный в 2009 году, существенно обновлен и дополнен с учетом последних организационных изменений, отставок и назначений по состоянию на сентябрь 2011 г.

В исследовании 75 страниц, включая таблицы и диаграммы, раскрывающие структуру управления нефтегазовой отраслью Казахстана и взаимоотношения основных фигур, от которых зависит принятие решений.

Исследование адресовано инвесторам, работающим в Казахстане или рассматривающим такую возможность. Имеется англоязычная версия.

Дата: Август 2012 объем: 75 страниц Формат: печатное издание и некопируемый CD- диск


РЕЙТиНг

ЮКОС, «Итера», ТНК-BP…«Роснефть» вошла во вкус крупных приобретений

Список бывших собственников нефтегазового бизнеса, кото-рых игорь Сечин оставил без скважин, продолжает попол-няться. Вскоре к нему доба-вятся акционеры консорциума AAR, владеющие 50% тНк-BP. тенденция неоднозначная, но отраслевые аналитики пока не видят поводов для беспокой-ства. Суммарный показатель рейтинга долгосрочной ин-вестиционной привлекатель-ности нефтегазовых компаний снизился на 0,11% до уровня 346,96.

Ни ТНК, ни BP«Роснефть» объявила о до-стижении принципиальной договоренности с BP о покупке 50%-ной доли британской ком-пании в ТНК-BP. Условия сделки предполагают, что «Роснефть» заплатит BP $17,1 млрд в виде денежных средств и 12,84% собственных казначейских акций. Также BP сделала предложение о покупке 600 млн акций «Рос-нефти», принадлежащих «Рос-нефтегазу», по цене $8 за бумагу.

Предложение BP о выкупе 600 млн акций «Роснефти» у «Рос-нефтегаза» действует до 3 дека-бря 2012 г. Сделка, при условии одобрения регулятора, как ожидается, будет закрыта в пер-вом полугодии 2013 г. В случае ее реализации BP доведет свою долю в «Роснефти» до 19,75% и получит два места в совете директоров госкомпании.

Кроме того, «Роснефть» догово-рилась с консорциумом AAR по приобретению его 50%-ной доли в ТНК-BP за денежные средства в объеме $28 млрд. При этом «Роснефть» отметила, что любая возможная сделка с AAR будет за-ключена отдельно от сделки с BP.

Сплошная синергияПод впечатлением этих новостей Владислав Метнёв из ФГ «БКС» улучшил взгляд на инвестицион-ный кейс «Роснефти». Приобрете-ние 100-проц. доли в ТНК-BP, по его словам, станет стимулом для российской компании сократить амбиции по CAPEX на ранее объ-явленных downstream-проектах, что являлось одним из основных факторов давления на инвестици-онный кейс «Роснефти».

Есть и другие положительные стороны. Хотя мультипликатор EV/EBITDA ТНК-BP выше, чем у «Роснефти», потенциал гене-рации свободного денежного потока у приобретаемой компа-нии сильнее в сравнении с «Рос-нефтью». Кроме того, 19,75-проц. доля BP в «Роснефти» должна обеспечить приемлемое корпо-ративное управление российским нефтяным мейджором.

Наконец, объединение ТНК-BР и «Роснефти» позволит опти-мизировать добычу на таких месторождениях как Сузунское, Тагульское, Русское, Верхнечон-ское, считает Василий Танурков из ИК «Велес-Капитал». Ори-

ентация нефти Верхнечонского месторождения на Китай будет способствовать улучшению логистики поставок. Также эффективнее пойдет освоение Куюмбинского и Юрубчено-То-хомского месторождений и газо-вых активов, таких как Харампур, «Роспан» и другие.

Дивиденды под вопросомАндрей Бородкин из ИФК «Со-лид» обращает внимание и на макроэкономические параметры сделки. После покупки «Рос-нефтью» 100% ТНК-ВР объёмы добычи «Роснефти» превысят со-ответствующие показатели амери-канской Exxon и, таким образом, «Роснефть» станет крупнейшей нефтяной корпорацией (торгуе-мой на рынке – RusEnergy). Это приведёт к повышению инве-стиционной привлекательности «Роснефти» и окажет положи-тельное влияние на динамику её акций, уверен эксперт.

По мнению Елены Савчик из ИГ «Атон», ситуация несколько менее радужна для ТНК-BP. По мнению аналитика, оптималь-ным сценарием было бы созда-ние СП BP и «Роснефти», а не переход всех акций компании в руки последней. Однако теперь конфликт акционеров завершен, сигнал для котировок весьма силен, а новый владелец будет сильно нуждаться в денежных средствах, что позволяет рассчи-тывать на высокие дивиденды.


РЕЙТиНг

Савчик указывает, что падение котировок «TНK-BP Холдинга», вызванное объявлением «Рос-нефти» об отсутствии намере-ния распределять дивиденды за 2012 г., является чрезмерным. Эксперт считает, что до полной реструктуризации ТНК-ВР, ее окончательной интеграции в «Роснефть» и выкупа долей миноритарных акционеров «TНK-BP Холдинга», что займет несколько лет, «Роснефти» сле-дует извлечь выгоду от больших дивидендов TNK-BP Limited. Дебют Бованенково«Газпром» провел официальную церемонию запуска Бованенков-ского газового месторождения, запасы газа которого оценива-ются в 4,9 трлн куб. м. В 2013 г. добывающие мощности место-рождения составят 46 млрд куб. м, в 2017 г. – 115 млрд куб. м в год. Высокие уровни загрузки мощностей, возможно, будут обеспечены за счет сокращения объемов добычи «Газпрома» на brownfield-месторождениях.

По словам Владислава Метнёва, запуск Бованенковского место-рождения предполагает, что ком-пании придется или не полностью использовать мощности Бованен-ковского месторождения, или со-кратить объемы добычи на более

старых месторождениях. Текущее несоответствие между объемами добычи и продаж «Газпрома» на фоне инвестиций компании в greenfield-проекты остается ключевым фактором давления на инвестиционный кейс «Газпро-ма», считает аналитик.

С этим мнением солидарен и Ва-силий Танурков. По его словам, аномально теплая погода в Рос-сии и Европе в последнее время негативно отражается на прода-жах «Газпрома»: экспорт россий-ского газа в дальнее зарубежье за первые две декады октября упал на 3%. Спрос на рынках разоча-ровывает компанию: с начала ме-сяца ей уже дважды приходилось не только увеличивать производ-ство, как того требует сезонный тренд, но иногда и снижать.

Вся надежда на зимуЗа две декады октября падение добычи составило 6% к 20 дням октября 2011 г.; более того – от-ложен отбор газа из хранилищ. Правда, вскоре ситуация может измениться – в Германии ждут зимние холода. Ближайшая зима в России в этом году, по некото-рым прогнозам, также выдастся суровая. Так что, возможно, «Газпрому» удастся найти при-менение ямальскому газу.

Более чувствительным событием для «Газпрома» стало очередное поражение в суде от одного из европейских потребителей. Чеш-ская RWE Transgas доказала свое право снижать объемы закупки, не выплачивая авансовые плате-жи за невыбранный газ в рамках условия take-or-pay, в то время как «Газпром» требовал от ком-пании $500 млн за 2008-2011 гг.

«На фоне антимонопольного раз-бирательства Еврокомиссии но-вость способна нанести еще один удар по котировкам «Газпрома», и в дальнейшем компании будет все сложнее диктовать усло-вия потребителям», – полагает Василий Танурков. Елена Савчик считает, что «тенденция пересмо-тра европейскими покупателями условий контрактов и обращения в арбитражный суд создает нега-тивный фон вокруг компании».

Инцидент исчерпан?«Башнефть» в ближайшие дни направит заявку на переоформле-ние лицензии на месторождения им. Требса и Титова с «Башнеф-ти» на совместное предприятие компании с ЛУКОЙЛом — «Баш-нефть-Полюс». Ранее представи-тели «Башнефти» сообщали, что ожидают одобрения переоформ-ления лицензии до конца 2012 г.

Месторождения им. Требса и Титова – основной greenfield-проект «Башнефти». На плато объемы добычи, как ожидается, составят 33-44 млн барр. в год в 2018-2023 гг., что соответствует 25-30% объемов добычи «Баш-нефти» на данный момент.

По словам Владислава Метнёва, переоформление лицензии даст зеленый свет «Башнефти» и ЛУ-КОЙЛу на разработку месторож-дения, что позволит реализовать потенциал проекта, который экс-перт оценивает приблизительно в $3 млрд для «Башнефти».

№ Компании 02.07.12 24.09.12 +/-1 (1) Роснефть 37 37,03 0,032 (3) Новатэк 35,67 35,38 -0,293 (2) ЛУКОЙЛ 35,38 35,26 -0,124 (4) Газпром Нефть 34,59 34,75 0,165 (5) Сургутнефтегаз 33,12 33,05 -0,076 (6) Газпром 30,64 29,81 -0,837 (7) ТНК-BP 28,49 28,35 -0,148 (8) Башнефть 25,32 25,68 0,369 (9) Транснефть 24,8 24,65 -0,1510 (10) РуссНефть 22,38 22,38 0,0011 (11) Татнефть 20,67 20,65 -0,0212 (12) Славнефть 19,97 19,97 0,00

Изменения рейтинга долгосрочной инвестиционной привлекательности с 20.08.2012 по 29.10.2012


РЕЙТиНг

ЛУКОЙЛ расщедрилсяЛУКОЙЛ объявил о том, что совет директоров компании в начале ноября обсудит вопрос о промежуточных дивидендных выплатах. Размер выплат может составить 40 руб. на локальную акцию, а их общая сумма достиг-нет $1,1 млрд, что соответствует 23% чистой прибыли компании за I полугодие по US GAAP.

Владислав Метнёв позитивно оценивает намерение ЛУКОЙЛа осуществить первую в истории компании выплату промежуточ-ных дивидендов. По итогам 2012 г., по оценкам аналитика, диви-дендная доходность акций ЛУ-КОЙЛа превысит 5%, что является приемлемым уровнем. Тем не ме-нее, эксперт напоминает о необхо-димости осторожного отношения к запланированным зарубежным инвестициям ЛУКОЙЛа.

Одобряет решение ЛУКОЙ-Ла и Андрей Бородкин. По его словам, дивидендные выплаты за полугодие увеличат доверие к компании со стороны акционе-ров и станут важным показателем надёжности вложения в её акции.

НОВАТЭК дал слабину…НОВАТЭК представил операци-онные результаты за III кв. и 9 месяцев 2012 г. Объемы добычи природного газа в июле-сентябре составили 13,32 млрд куб. м, что ниже на 5% по отношению ко II кв. Правда, за 9 месяцев объ-емы добычи повысились на 7,7% к тому же периоду прошлого года до 42,02 млрд куб. м.

Владислав Метнёв отмечает за-метное снижение операционных показателей в III кв. ввиду слабых результатов за август, что ком-пания связывает с проведением ремонтных работ на ключевых га-зовых месторождениях. Однако за весь год объемы добычи газа по-прежнему показывают рост, что

позволяет аналитику по-прежнему высказывать предпочтение НО-ВАТЭКу перед «Газпромом».

Елена Савчик считает представ-ленные результаты умеренно негативными. В то же время, она надеется на сильные показатели за IV кв., что позволит компании достигнуть прогнозных годовых показателей в 7-11%. Андрей Бородкин добавляет, что еще одним позитивным фактором для НОВАТЭКа может стать выплата дивидендов за полугодие.

… но приобрел новых клиентовС другой стороны, НОВАТЭК сообщил о заключении новых среднесрочных контрактов с группой «Северсталь» на по-ставку газа. Договоры подписаны на пять лет, действуют с 1 января 2013 г. и предполагают поставки газа в суммарном объеме около 12 млрд кубометров. НОВАТЭК будет обеспечивать газом Че-реповецкий металлургический комбинат, OAO «Северсталь-ме-тиз» (Череповец) и «Северсталь СМЦ-Колпино».

НОВАТЭК давно считается потребителями более удобным

поставщиком, поскольку пред-лагает лучшие цены и условия платежей и штрафов. Компания также имеет давние связи со структурами власти.

Новость благоприятна для НО-ВАТЭКа и немного негативна для «Газпрома», утверждает Елена Савчик. Указанные контракты не существенны для последнего (менее 3% годовых продаж на внутреннем рынке по показателю объемов сбыта), тогда как НОВА-ТЭК демонстрирует свою способ-ность развиваться в соответствии со своей стратегией.

По мнению Андрея Полищука, новый долгосрочный контракт НОВАТЭК на поставку газа обе-спечит значительную часть роста добычи газа и сократит долю про-даж напрямую с месторождения, что позитивно для инвестицион-ного кейса компании.

Аналитик прогнозирует 3,6-проц. рост объема добычи НОВАТЭК в 2013 г., что в абсолютном выражении предполагает суще-ственное увеличение добычи (1,8 млрд куб. м). Новый контракт с «Северсталью», считает он, ука-зывает на вероятность того, что

Изменения рейтинга долгосрочной инвестиционной привлекательности с 20.08.2012 по 29.10.2012


РЕЙТиНг

НОВАТЭК сократит долю про-даж природного газа напрямую с месторождений, которая в 2011 г. составляла 45% в 2011 г. и 38% во II кв. 2012 г.

Сбыт работает на выручкуЧистая прибыль «Газпром неф-ти» выросла за 9 месяцев 2012 г. на 18% по сравнению с анало-гичным периодом предыдущего года – до 66,4 млрд руб. ($2,1 млрд). Выручка увеличилась поч-ти на 11% – до 672,7 млрд руб. ($21,7 млрд), прибыль до нало-гообложения выросла на 5% – до 74,7 млрд руб. ($2,4 млрд).

«Высокие результаты «Газпром нефти» объясняются не только ростом добычи и переработки нефти, но также значительным расширением сбытового сег-мента, – комментирует Андрей

Бородкин. – Компания имеет высокий потенциал развития и может быть интересна с точки зрения инвестирования».

«Татнефть» добилась роста добычи«Татнефть» отметилась тем, что в январе-сентябре 2012 года до-была в Татарстане 19,46 млн тонн нефти, что на 0,3% превышает показатель аналогичного пери-ода прошлого года. В сентябре компания получила 2,14 млн тонн нефти (рост на 0,1% к сентябрю 2011 года).

За 9 месяцев пробурено 491,7 тыс. метров (рост на 5,6%), в том числе непосредственно для «Татнефти» – 365,1 тыс. метров (снижение на 1,6%), для «дочек» АО – 41,9 тыс. метров (увеличе-ние на 16,4%).

Андрей Бородкин полагает, что рост производственных показа-телей «Татнефти» по итогам 9 месяцев 2012 года повышает ин-вестиционную привлекательность компании и даёт возможность надеяться на увеличение чистой прибыли в 2012 году.

В составлении рейтинга прини-мают участие: Дмитрий Алек-сандров (IG UNIVER Capital), Денис Борисов («НОМОС Банк»), Андрей Бородкин (ИФК «Солид»), Анна Знатнова (ИФК «Алемар»), Виталий Крюков (ИФД «Капи-талъ»), Сергей Вахрамеев (ИФК «Метрополь»), Владислав Мет-нёв (ФГ «БКС»), Елена Савчик, Вячеслав Буньков (ИГ «Атон»), Василий Танурков (ИК «Велес-Ка-питал»).

Подробную информацию об отчете можно найти на сайте www.rusenergy.com, или получить у менеджеров RusEnergy по тел. +7 (495) 605-34-15/16

Цена: 26 500 руб.

За кулисами «Роснефти»«Роснефть» – крупнейшая российская нефтяная компания, многое сделавшая для того, чтобы стать публичной и открытой. Тем не менее, структура управле-ния корпорации остается не вполне прозрачной. Сайт компании недостаточно информативен, когда дело касается состава топ-менеджеров, организационной структуры, кадровых перестановок и иных вопросов, представляющихся важными для партнеров, подрядчиков и акционеров «Роснефти».

Найти недостающую информацию можно в новом справочно-аналитическом отчете RusEnergy «Роснефть»: структура управления и состав руководства».

Отчет содержит 63 стр., включая карты, таблицы и диаграммы, объясняющие, как функционирует система управления в российской нефтяной компании №1. Исследование адресовано партнерам и подрядчикам «Роснефти»

Дата: Август 2012 объем: 63 страницы

Формат: печатное издание и некопируемый CD- диск


СТАТиСТиКА

Добыча нефти и газового конденсата в России в янва-ре-сентябре выросла на 1,3% по сравнению с анало-гичным показателем прошлого года, до 386,602 млн т (10,342 млн барр./сутки), сообщает ЦДУ ТЭК. В сен-тябре среднесуточная добыча составила 10,407 млн барр., всего за месяц произведено 42,594 млн т нефти.

Лидером по объему добычи остается «Роснефть» – 87,458 млн т нефти за 9 месяцев. Далее следуют ЛУКОЙЛ (63,311 млн т), ТНК-ВР (54,787 млн т), «Сургутнефтегаз» (45,929 млн т).

Добыча нефти за 9 месяцев выросла на 1,3%

Добыча нефти в России, тыс. т

компания сентябрь январь-сентябрьлУкойл 6976,8 63311,0ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь 3629,1 33158,6 ТПП Когалымнефтегаз 2036,3 18573,6 ТПП Лангепаснефтегаз 573,0 5230,9 ТПП Покачевнефтегаз 564,6 5192,9 ТПП Урайнефтегаз 424,8 3871,1 ТПП Ямалнефтегаз 30,4 290,2ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть 92,2 504,0ЛУКОЙЛ-Пермь 1072,2 9665,9ЛУКОЙЛ-КМН 82,1 779,3ЛУКОЙЛ-Коми 1141,0 10253,4ЛУКОЙЛ-прочие предприятия 960,2 8949,8роснефть 9739,1 87457,8Ванкорнефть 1627,8 13154,0Востсибнефтегаз 0,0 45,2Дагнефтегаз 2,2 20,2Роснефть-Дагнефть 13,8 121,5Ингушнефтегазпpом 4,1 42,1Полярное Сияние 40,4 395,2РН-Краснодарнефтегаз 76,7 690,7РН-Пурнефтегаз 573,8 5218,8Грознефтегаз 46,9 505,3Роснефть-Маланинская группа 6,0 68,4Самаранефтегаз 872,7 7981,2РН-Ставропольнефтегаз 68,9 624,6РН-Сахалинморнефтегаз 116,6 1059,0РН-Северная нефть 279,7 2666,2Удмуртнефть 533,6 4844,9РН-Юганскнефтегаз 5475,8 50020,4газпром нефть 2614,4 23603,1Арчинское 16,3 151,0Заполярнефть 315,1 2800,9Газпром нефть 82,7 810,3Газпромнефть-Восток 81,2 762,8Газпромнефть-Хантос 81,3 655,3



Газпромнефть-ННГ 955,3 8838,3Газпром нефть Оренбург 55,8 449,7МАГМА 39,4 345,0Меретояханефтегаз 0,2 0,7ЦНТ 12,3 124,6Сибнефть-Югра 952,2 8456,4ЮУНГ 22,6 208,1Сургутнефтегаз 5050,3 45928,7Сургутнефтегаз (УФО) 4488,3 41088,0Сургутнефтегаз (Якутия) 562,0 4840,7тНк-Вр холдинг 5927,8 54787,1СП Ваньеганнефть 110,9 1064,8Варьеганнефтегаз 137,8 1316,1Новосибирскнефтегаз (до 09.12) 0,0 357,4ТНК-Нижневартовск 508,5 4674,4Бугурусланнефть 136,2 1190,6Верхнечонскнефтегаз 598,0 5199,1Ермаковское 70,5 647,8Кальчинское 44,8 300,3Малосикторское 0,0 0,0Нижневартовское НГДП 230,2 2201,9ТНК-Нягань 542,6 5026,8Оренбургнефть 1517,6 13991,2Самотлорнефтегаз 1410,2 13181,3Северноенефтегаз (до 09.12) 0,0 102,4Северо-Варьеганское 38,0 362,5Сузун 0,0 0,2ТНК-Уват 550,1 4713,3Тюменнефтегаз 0,0 161,8Корпорация Югранефть 32,3 295,1татнефть 2162,1 19683,0Илекнефть 1,4 15,0Татнефть им. В.Д.Шашина 2135,8 19456,1Татнефть-Самара 24,6 208,4Татнефть-Северный 0,4 3,5Башнефть 1267,2 11529,0Башнефть 1248,7 11361,2Башминерал 8,8 76,6Геонефть 9,2 86,2Зирган 0,6 4,9Славнефть 1477,2 13408,0Славнефть-Мегионнефтегаз 792,3 7276,9Славнефть-Мегионнефтегазгеология 49,6 493,3ОНГГ 350,1 3248,8Обьнефтегеология 36,0 361,7Славнефть 50,9 521,0Славнефть-Красноярскнефтегаз 2,8 14,9


Газпромнефть-ННГ 955,3 8838,3Газпром нефть Оренбург 55,8 449,7МАГМА 39,4 345,0Меретояханефтегаз 0,2 0,7ЦНТ 12,3 124,6Сибнефть-Югра 952,2 8456,4ЮУНГ 22,6 208,1Сургутнефтегаз 5050,3 45928,7Сургутнефтегаз (УФО) 4488,3 41088,0Сургутнефтегаз (Якутия) 562,0 4840,7тНк-Вр холдинг 5927,8 54787,1СП Ваньеганнефть 110,9 1064,8Варьеганнефтегаз 137,8 1316,1Новосибирскнефтегаз (до 09.12) 0,0 357,4ТНК-Нижневартовск 508,5 4674,4Бугурусланнефть 136,2 1190,6Верхнечонскнефтегаз 598,0 5199,1Ермаковское 70,5 647,8Кальчинское 44,8 300,3Малосикторское 0,0 0,0Нижневартовское НГДП 230,2 2201,9ТНК-Нягань 542,6 5026,8Оренбургнефть 1517,6 13991,2Самотлорнефтегаз 1410,2 13181,3Северноенефтегаз (до 09.12) 0,0 102,4Северо-Варьеганское 38,0 362,5Сузун 0,0 0,2ТНК-Уват 550,1 4713,3Тюменнефтегаз 0,0 161,8Корпорация Югранефть 32,3 295,1татнефть 2162,1 19683,0Илекнефть 1,4 15,0Татнефть им. В.Д.Шашина 2135,8 19456,1Татнефть-Самара 24,6 208,4Татнефть-Северный 0,4 3,5Башнефть 1267,2 11529,0Башнефть 1248,7 11361,2Башминерал 8,8 76,6Геонефть 9,2 86,2Зирган 0,6 4,9Славнефть 1477,2 13408,0Славнефть-Мегионнефтегаз 792,3 7276,9Славнефть-Мегионнефтегазгеология 49,6 493,3ОНГГ 350,1 3248,8Обьнефтегеология 36,0 361,7Славнефть 50,9 521,0Славнефть-Красноярскнефтегаз 2,8 14,9


Источник: ЦДУ ТЭК

Славнефть-Нижневартовск 184,9 1379,6Соболь 10,7 111,9руссНефть 1154,5 10417,6Аки-Отыр 120,5 1135,0Аганнефтегазгеология 56,7 496,9Арчнефтегеология 0,0 19,6Белкамнефть 186,5 1694,8Белые ночи 167,8 1438,6Валюнинское 2,0 19,0Варьеганнефть 92,1 844,8Голойл 15,6 169,7Западно-Малобалыкское 61,6 613,3Мохтикнефть 29,4 295,5СП Нафта-Ульяновск 17,6 141,7Нефтеразведка 0,4 4,0Ново-Аганское 10,0 34,0Окуневское 1,0 8,7Пензанефть 12,0 115,5Регион-й нефтяной консорциум 102,3 889,1РНК 2,2 21,6Рябовское 12,6 124,6Саратов-Бурение 3,5 40,4Саратовнефтегаз 77,8 698,3Соболиное 1,7 16,2Томская нефть 4,9 45,5Удмуртгеология 10,1 91,7Удмуртская ННК 9,1 82,1Удмуртская НК 22,6 258,1Ульяновскнефть 34,0 315,1Уральская нефть 2,7 26,5СП Черногорское 9,0 79,7РуссНефть-прочие предприятия 88,8 697,5итого (Нефтяные компании): 36369,5 330125,2газпром 1216,6 10901,2НоВатЭк 330,5 3086,8итого (Прочие производители): 3576,5 31916,8операторы СрП всего, в т.ч. 1100,8 10572,0Эксон Нл (Сахалин 1) всего, в т.ч.: 598,5 5277,7 Сахалин 1 (иностран.капитал) 478,8 4222,2 Сахалинморнефтегаз-Шельф 68,8 606,9 Роснефть-Астра 50,9 448,6Всего 42593,9 386602,0

POlITICS

4 Liberalism on iceIf anything could make Alexey Miller and Igor Sechin hug when posing for cameras, it was Russia’s continental shelf. The alliance of Gazprom and Rosneft has prevented the government from opening offshore opportunities to private business. If the price of oil makes a plunge, the leverage of Miller and Sechin may evaporate—and liberal ideas will be taken out from cold storage.

6 Twenty years too lateThe state program of offshore development has been sent to the drawing table again. Although its preparation can celebrate the twentieth anniversary, the government cannot make up its mind about goals and priorities on the continental shelf. The prices of gas do not show enough stamina to justify colossal investments in Arctic seas.

TAxES

9 Iron it outThe government has received draft amendments to the Tax Code for consideration. Russian geologists believe that the document, which legitimizes reductions of the mineral extraction tax (MET) on oil production from lowpermeability rock, is far from perfect.

12 Hidden perils of tax reductions

The Ministry of Finance published a draft bill on October 1 to amend the Tax Code with the purpose of stimulating tight oil recovery. The document, however, is not free of faults that could make

the operators’ life harder.

GEOlOGy

17 Classified informationThe Ministry of Natural Resources and Ecology has not abandoned attempts to draft a classification system that could enable the government to understand which reserves are actually recoverable. The next deadline for the job is 2014—and producers will probably have to revisit their estimates after the new classification is adopted.

PROjECTS

20 Three dusty wellsIndia’s ONGC has been invited to get a stake in Magadan-2, and Statoil has already agreed to participate in exploring Magadan-1 and two other blocks in the northern part of the Sea of Okhotsk. Earlier, Chinese and Japanese companies looked into the projects. Potential partners of Rosneft, however, will be able to gat just minor stakes even though they will have to finance all searching efforts at their own risk.

23 Shtokman Jr.Even as the Shtokman project is losing its impetus, the Asian marketing window for Russian LNG is also shrinking. A cheaper and faster LNG project on the shore of the Pechora Sea may be a solution for strategic plans of Gazprom.

lNG

29 West attacks from the east

While Gazprom is preparing a final investment decision on the construction of an LNG plant

RUSENERGY: EXPLORATION & PRODUCTION

Monthly analytical magazine

Issue 10(25)/2012Founder and publisher

RusEnergy Agency LLC

EditorYuri Kogtev

Associate Editor, Senior Analyst

Mikhail Krutikhin

Executive EditorNatalya Timakova

Caspian EditorAndrey Utkin

Editorial teamDmitry Mikhailov

Ekaterina KurdyukovaMargarita Maskina

Foreign correspondentsTakhir Jalilov (Tashkent),

Kulpash Konyrova (Astana)

Design and layoutDmitry Kachanov

SubscriptionValentina Lukina

[email protected] [email protected]

AddressB. Tishinsky Per., 38, Office 604

123557 Moscow, RussiaTel.: +7 (495) 605-34-15Fax: +7 (495) 605-34-16

E-mail: [email protected]

The magazine is registered at the Federal Service for Supervision of Legitimacy in the Media and Mass Communications

Sphere and Protection of Cultural Heritage, Certificate ПИ № ФС77-28339

Printed in Formula Pechati Print House in 3000 copies.

© RusEnergy Agency llC, 2012

Contents

in Vladivostok, projects on the opposite shore of the pacific Ocean are advancing—and their chances of success are very good. Low production cost is the key argument.

MARkETS

32 Another ‘revolution’In the wake of the revolutionary breakthrough in economics of shale gas production the United States is evidently getting ready for a triumph of shale oil. This commodity may be a game changer for the energy balance worldwide—and cause dramatic geopolitical tremors.

COMPANIES

39 Private businessLukoil is planning to install a gravitational platform at the Filanovsky field in the Caspian Sea before the end of 2014. If contractors fulfill their obligations, the company will be able to start producing oil from this project ten years after the discovery. Neither Gazprom nor Rosneft, the government’s pets on the continental shelf, can catch up with this tempo.

TECHNOlOGIES

38 Multizone fracking comes to Russia

Foreign technologies of hydraulic fracturing can be easily adapted to specific conditions of West Siberian tight rock. High costs, however, including environmental protection measures, can make it harder for this technique to win the Russian market of field services.

SERVICES

44 The dawn of EPC in Russia

The EPC services are in a nascent stage in Russia, but within the next five to ten years the scheme will become a standard, industry experts insist.

CASPIAN AREA

47 Bottomless barrelsThe Azerbaijanis hope to persuade potential investors that new large discoveries can be made at the blocks that had proved to be empty. Wells will have to go deeper than 6,500 under the sea bottom.

51 A shot across the bowThe president of Azerbaijan accused a BP-led consortium of ‘false promises’ and of oil production decline at the Azeri-Chyrag-Gyuneshli (ACG) project. The conflict will hardly send the Anglo-American company to exile, but the host may use it as an argument for increasing their share of profit oil and egg BP on to accelerating gas production plans in the Caspian Sea.

INVESTMENT RATING

55 Yukos, Itera, TNK-BP…The number of petroleum tycoons whom Igor Sechin has deprived of business is getting larger. The AAR alliance, the owner of 50% in TNK-BP, will soon make it to the list, too. The trend is not unambiguous but industry observers brush away all worries.

STATISTICS

59 Oil production increases 1.3%

Russia’s production of oil and condensate in January-September grew by 1.3%, year-on-year, to 386.602 mln tonnes (10.342 mln bpd), TsDU TEK reports.

«разведка и добыча» – ежемесячный журнал, предлагающий независимую экспертную оценку актуальных проблем нефтегазового комплекса. Тематика: поиски, разведка и добыча углеводородов; государственное управление сырьевой отраслью; экономика добычных проектов; маршруты транспортировки продукции. Издание адресовано специалистам нефтегазовой отрасли и всем, кто хотел бы разбираться в ее проблемах.

В России Вне РоссииПечатная версия12 месяцев 14 330-00 руб. $4756 месяцев 8175-00 руб. $273Печатная и электронная версии12 месяцев 19 550-00 руб. $6526 месяцев 11 150-00 руб. $372

Подписка может быть оформлена с любого месяца.

Для оформления подписки просим заполнить подписной купон и отправить его по факсу: (495) 605-34-15; 605-34-16; 605-39-41

Для правильного оформления бухгалтерских документов необходимо прислать Ваши реквизиты. По Вашему желанию мы можем выставить Вам счет.

Подписка через интернет: www.rusenergy.com

издатель: ООО «Агентство «Русэнерджи» Адрес: 123557 Москва, Б. Тишинский пер., д. 38, офис 604. Тел./Факс: (495) 605-34-15; 605-34-16; 605-39-41

ПоДПиСНой кУПоН

Внимание! Оформить подписку на журнал «Разведка и добыча» можно также через следующие агентства: • «Пресса россии» – индекс 13164 в печатном каталоге или на сайте агентства;• «газеты и Журналы» – индекс 84453 в печатном каталоге• «роспечать» – индекс я2662 на сайте агентства (корпоративная подписка); • «интерпочта» – код 18998 на сайте агентства.

РАЗРВЕД РДКиОБД - RusEnergy · Содержание Contents Политика 4...

Documents

Transcript of РАЗРВЕД РДКиОБД - RusEnergy · Содержание Contents Политика 4...