Автор: Рыбалкин Р.С.
Введение
Когда речь заходит о нефти и газе, Ближний Восток является ключевым регионом мира – здесь сосредоточено 55-61% доказанных запасов нефти и 39-41% доказанных запасов газа. Нефтегазовая промышленность развивалась здесь в рамках концессий, предоставляемых преимущественно американским и британским компаниям. Затем, по мере развития стран, роста значимости нефти для современной цивилизации и изменения геополитической ситуации в большинстве стран механизм концессий был упразднен, а добывающие компании (самый яркий пример – Saudi Aramco) – национализированы.
В то же время, несмотря на это, крупные западные компании в той или иной степени сохранили присутствие в регионе – как по политическим, так и по экономическим причинам, продолжая играть достаточно заметную роль в добыче и переработке углеводородов.
Как следствие, рассмотрение структуры операций этих компаний является ключевым для понимания развития нефтяной промышленности на Ближнем Востоке и в мире в целом.
Добыча
Концессии
Несмотря на национализацию нефтедобычи в 1970-х гг., даже в настоящее время в Заливе существуют традиционные концессии на добычу нефти. Крупнейшей из них является тридцатилетняя (до 2039 г.) концессия компании Chevron на 50% нефти, расположенной в Нейтральной зоне и принадлежащей Саудовской Аравии. Речь идет о добыче 36,9 млн. баррелей в год (нетто) и 0,21 млрд. м3 газа в год. На конец 2009 г. на территории концессии действовало 1025 скважин.
Механизм концессий сохранился и в Объединенных арабских эмиратах (ОАЭ). В концессии на разработку нефти в Абу Даби (до 2014 г.) имеют долю Royal Dutch/Shell (9,5%), BP (9,5%), ExxonMobil. В концессии на разработку шельфа Абу Даби доля BP достигает 14,67%, а ExxonMobil – 28% в концессии на разработку «слона» Верхний Заркум (не менее 45 млрд. баррелей, ежедневная добыча-нетто 46 млн. баррелей в год).
По аналогичному механизму организована добыча нефти и в Омане: оператором концессии на территорию свыше 100 тыс. км2 является Petroleum Development Oman, 34% которой принадлежит Royal Dutch/Shell. На долю этой концессии приходится около 80% добычи нефти в Омане и практически 100% добычи природного газа.
Soth Rub’ al-Khali Company, принадлежащая на паритетных началах Royal Dutch/Shell и Saudi Aramco получила на 25 лет территорию в 210 тыс. км2 на территории Саудовской Аравии для поиска и разработки газовых месторождений.
В целом, основная цель выдачи концессий – снижение зависимости поступлений в бюджет от колебаний цен на нефть (т.е. за счет появления фиксированного платежа за саму концессию). Кроме этого, в рамках концессионных соглашений компании заинтересованы максимизировать объем добычи и восстанавливаемость месторождений, что упрощает вопрос импорта новых технологий.
Совместные предприятия
Создание совместных предприятий является доминирующим форматом работы западных нефтяных компаний на Ближнем Востоке. Наиболее ярко он представлен в Ираке и Катаре.
Так, действующее правительство Ирака вынуждено развивать нефтяную промышленность после полутора десятилетий вынужденного спада (во время санкций, имевших место после первой войны в Заливе, добыча и экспорт нефти находились на сравнительно невысоком уровне, несмотря на программу «Нефть в обмен на продовольствие» и активный нелегальный экспорт). Ключевыми западными игроками здесь являются Royal Dutch/Shell и ExxonMobil, консорциум которых выиграл право на разработку месторождения Западная Курна-1 у ОАО «Лукойл» и ConocoPhilips. По смыслу, этот консорциум является примером гуосударственно-частного партнерства – 60% в нем принадлежит ExxonMobil, 25% – Oil Petroleum Company, принадлежащей правительству Ирака, 15% – Royal Dutch/Shell.
Royal Dutch/Shell также получил 20 летний контракт на разработку и обслуживание месторождения Маджнун (45% консорциума; еще 30% – у Petronas, 25% – у правительства Ирака), где к 2012 г. планируется добывать 63,9 млн. баррелей в год и довести добычу до 657 млн. баррелей в год к середине следующего десятилетия.
Контракт в Ираке получило и BP, подписав совместно с CNPC в ноябре 2009 г. контракт на расширение производства на месторождении в Румейле с 365 млн. баррелей в год до 1,02 млрд. баррелей в год в течение ближайших 20 лет. Планируемый объем инвестиций составит 15 млрд. долларов, при этом доля ВР в проекте составит 38%, CNPC – 37%, Ирака – 25%.
Активно иностранные компании представлены в Катаре, уделяющем в последнее время большое внимание разработке своих газовых месторождений. Принципиальными здесь является серия проектов по разработке крупнейшего газового месторождения North Field, объемом в 3,9 трлн. м3 газа. Здесь нефтяные компании в рамках совместных предприятий с Qatar Petroleum не только добывают газ, но и строят установки по его сжижению, преимущественно для дальнейшего экспорта на европейские рынки.
Наиболее активно в Катаре работает ExxonMobil, имеющий долю в Qatargas в 10% (объем выпуска – 9,9 млн. тонн СПГ в год), Qatargas 2 (совокупный планируемый объем выпуска двух одинаковых заводов – 15,6 млн. тонн СПГ в год; доля компании 30% и 18% соответственно). Компания также имеет долю от 25% до 34% в установках проекта RasGas, совокупной мощностью 36,3 млн. тонн в год, а также принимает участие в некоторых других проектах (Barzan и Al Khaleej Gas).
По аналогичному механизму в Катаре работает и ConocoPhilips, имеющая долю в 30% в Qatargas 3 – интегрированном проекте в Рас Лаффане, который предполагает производство 40 млн. м3 газа в день в течение 25 лет, а также 70 млн. баррелей сжиженного попутного газа и конденсата. Проект также предполагает строительство установки по производству СПГ мощностью 7,8 млн. тонн в год. При этом важно, что проект Qatargas 3 в целях минимизации издержек осуществляется совместно с Qatargas 4, где Royal Dutch/Shell имеет долю в 30%. Характеристики проекта Qatargas 4 идентичны Qatargas 3.
Shell также осуществляет проект Pearl GTL, предполагающий производство, транспорт и переработку примерно 50 млн. м3 газа в день. Предполагается строительство крупнейшего в мире комплекса по сжижению газа мощностью 120 тыс. баррелей в день СПГ и 140 тыс. баррелей в день жидких углеводородов.
Нефтепереработка и нефтехимия
| | Саудовская Аравия | Катар |
| Chevron | Заводы в Аль-Джубейль (разные доли в рамках двух СП с ConocoPhilips). Производство бензена, циклогексана, стирена, пропилена. | Завод в Месайед (доля 49%). Валовая мощность: Этилен – 495 тыс. тонн в год, высокоплотный полиэтилен – 449 тыс. тонн в год, 1-гексен – 4,9 тыс. тонн в год. |
| ConocoPhilips | Заводы в Аль-Джубейль (разные доли в рамках двух СП с Chevron). Валовая совокупная мощность: Бензен – 775 тыс. тонн в год, Циклогексан – 351 тыс. тонн в год, Стирен – 698 тыс. тонн в год, Этилен – 195 тыс. тонн в год, Пропилен – 132 тыс. тонн в год | Завод в Месайед (СП с Chevron, доля неизвестна) Валовая мощность: Этилен – 495 тыс. тонн в год, Высокоплотный полиэтилен – 449 тыс. тонн в год, 1-гексен – 4,9 тыс. тонн в год. |
| ExxonMobil | 50% НПЗ в Янбу (СП с Saudi Aramco). Мощность завода: атмосферная дистилляция – 146 млн. баррелей в год, каталитический крекинг – 33,2 млн. баррелей в год, переработка осадка – 16,8 млн. баррелей в год. Завод в Янбу. Доля компании – 1 млн. тонн этилена, 0,7 млн. тонн полиэтилена, 0,2 млн. тонн полипропилена Завод в Аль-Джубейль. Доля компании (50%): 0,6 млн. тонн этилена, 0,6 млн. тонн полиэтилена. Планируется СП с SABIC. | Доля от 10% до 34% в проектах по сжижению природного газа совокупной валовой мощностью 61,8 млн. тонн СПГ в год На конец 2009 г. имеет 10% в НПЗ в Лаффане. Мощность: Атмосферная дистилляция- 50,7 млн. баррелей в год. |
| Royal Dutch/Shell | НПЗ в Аль-Джубейль (50%). (СП с Saudi Aramco). Мощность: атмосферная дистилляция – 105,8 млн. баррелей в год, термический крекинг - 31 млн. баррелей в год, гидрокрекинг – 16,4 млн. баррелей в год. | Нет |
Источник: годовые отчеты компаний за 2009 г.
