Российские нефтегазовые проекты на Каспии

Одним из выводов, которые можно сделать при исследовании проектов РФ на Каспии, является то, что нефтегазовые месторождения в российском секторе моря в обозримой перспективе не будут играть ключевой роли для ТЭК страны.

Так, согласно официальным данным, обнародованным в 2011 году, общие запасы нефти на 10 открытых в российском секторе Каспийского моря месторождениях составляют 2,95 млрд т, природного газа – 3,1 трлн м³. Максимальная консолидированная добыча нефти при вводе всех месторождений в эксплуатацию не превысит 40 млн т в год. Для сравнения, в казахстанском секторе Каспия ежегодная скорректированная добыча в 2020 году составит порядка 60-65 млн т нефти, главным образом за счет Северо-Каспийского проекта.

Российские планы на Каспии наиболее интересны для АО «ЛУКойл», являющегося оператором основных нефтегазовых блоков. Компания рассматривает шельфовые и морские месторождения в качестве долгосрочной замены сибирским активам, уровень добычи на которых в ближайшие годы существенно снизится. Стратегией АО предусматривается добыча к 2021 году на шельфе Каспийского моря 10% от общего объема производимых им углеводородов. Это в 10 раз больше, чем в 2012 году. При этом выход «ЛУКойла» из казахстанских шельфовых проектов (Тюб-Караган, Аташский, Жамбай) повышает для него значимость российских активов, пользующихся налоговыми послаблениями со стороны государства.

Например, в начале 2010 года РФ было введено в эксплуатацию месторождение им. Корчагина, ставшее первым на шельфе. Между тем оно относится к числу сложных по условиям добычи, включая неблагоприятную ледовую обстановку. Его извлекаемые запасы по категориям С₁+С₂ составили: 28,8 млн т нефти и 63,3 млрд м³ газа. Казахстанские же специалисты, использовавшие аналогичные методы оценки технологически извлекаемых запасов нефти на ряде близлежащих месторождениях, включая Курмангазы, Тюб-Караган, казахстанской части блока Центральное и т.д., коммерчески выгодных запасов углеводородов не выявили. Помимо месторождения им. Корчагина, компания разрабатывает блоки им. Филановского, Сарматское, Ракушечное, Хвалынское. Последнее является трансграничным с Казахстаном. По данным компании-оператора, вторая фаза разработки месторождения им. Корчагина, а также ввод в эксплуатацию месторождения им. Филановского планируются на 2015 г., Сарматского на 2017, Ракушечного на 2020 годы, а Хвалынского – после 2020 года.

Правда, по каждому из проектов вполне вероятна коррекция сроков как в сторону ускорения ввода в эксплуатацию, так и отсрочек. Многое будет зависеть от ценовых характеристик глобального рынка нефти и доступности необходимой ликвидности. В части, касающейся получения внешних кредитов, должна приниматься во внимание высокая волатильность стоимости шельфовых проектов. Подтверждением этому является ситуация с финансовыми вложениями в разработку месторождения им. Филановского. Его извлекаемые запасы по категориям С₁+С₂ составляют: по нефти – 153,1 млн т, природного газу – 32,2 млрд м³. Первоначально объем инвестиций оценивался в 100 млрд рублей, сейчас при тех же стартовых условиях – в 500 млрд рублей.

В целом, россиянам в рамках реализации каспийских нефтегазовых проектов в течение 6 лет предстоит построить 10 морских платформ и систему трубопроводов общей протяженностью более 900 км. Основная часть тендеров по ним уже проведена.

Обращает на себя внимание то обстоятельство, что разработка месторождений осуществляется РФ без ориентации на зарубежных инвесторов и иностранные кредитные источники. В отношении ряда северокаспийских проектов действуют льготы по экспортным пошлинам. Срок их действия определен: по месторождениям им. Корчагина – до 2018 г., им. Филановского – до 2021 году. Также установлена нулевая экспортная пошлина на первые 10 млн т нефти, которые будут добыты на этих месторождениях. В совокупности в денежном выражении льготы превышают $5 млрд. К этому следует добавить, что по решению Коллегии Евразийской экономической комиссии в ТН ВЭД ТС была выделена отдельная позиция для погружных буровых установок. При использовании для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной до 6 тыс. м на глубинах воды не менее 2,5 м, но не более 5,5 м в Каспийском море в период с 1 июля 2012 г. по 30 июня 2013 г. включительно на них вводится нулевая ставка таможенной пошлины.

Сейчас добыча нефти осуществляется только в рамках первой очереди освоения месторождения им. Корчагина. Совокупное производство нефти с момента начала эксплуатации вплоть до 2-го квартала 2012 года составило около 500 тыс. т. Однако уже в 2012 году ежегодная добыча нефти за счет бурения четырех дополнительных промышленных скважин должна приблизиться к 900 тыс. т. Своего максимума нефтегазовые проекты достигнут через 4-5 лет.

Планируемые максимальные уровни добычи нефти (млн. т) и газа (млрд м³). 

	Корчагина		Филановское		Сарматское
	нефть	газ	нефть	газ	нефть	газ
2016	2,3-2,4	1	6	-
2017	-	-	-	-	0,4	4
Извлекаемые запасы, С1+С2	28,8	63,3	153,1	32,2	50	20

По оценкам экспертов, при оптимальном сценарии развития событий к началу 2020 году добыча нефти и природного газа на этих трех месторождениях составит соответственно 9,5 млн т и 10 млрд м³ в год. В случае ускоренного ввода морских месторождений Хвалынское, Ракушечное и некоторых других потенциал производства в российском секторе Каспия к этому периоду достигнет: по нефти - 19,5 млн т, по природному газу – 26 млрд м³. 

До сегодняшнего дня РФ и РК не согласованы условия совместной разработки нефтегазовой структуры Центральная. Пока не зарегистрировано СП с предполагаемым участием АО «ЛУКойл» – 25%, АО «Газпром» – 25%, АО «Казмунайгаз» - 50%. Именно ему согласно межправительственным договоренностям должны быть переданы функции оператора проекта. Известно, что переговорный процесс по-прежнему находится на стадии согласования позиций сторон и процедурных моментов, включая получение «сквозной» лицензии на геологоразведку и разработку месторождения. Первоначальные сроки получения лицензии истекли еще в конце 2010 года. Задержка во многом обусловлена тем, что до настоящего времени не выявлены достаточные извлекаемые запасы нефти на казахстанском участке структуры. Правда, в 2011 году российская сторона согласилась даже в этом случае не изменять условия совместного освоения месторождения.

 Предполагаемые условия совместной разработки нефтегазовой структуры Центральная 

 

Следует отметить, что АО «ЛУКойл» конкретизировало направления поставок нефти и природного газа из каспийских месторождений. Ими станут нефтепровод КТК и газовая система АО «Газпром». Уже проведены тендеры на создание трубопроводных систем и согласованы точки подключения. «ЛУКОЙЛ» официально подтвердил отсутствие заинтересованности в транспортировке углеводородного сырья по нефтепроводу «Баку-Тбилиси-Джейхан». Очевидно, это обусловлено геополитическими соображениями.

Однако, принимая во внимание расширение объемов нефтегазодобычи на месторождениях российского сектора, АО «ЛУКойл» после 2020 года столкнется с необходимостью поиска дополнительных направлений транспортировки сырья. Особую актуальность этот вопрос приобретет с учетом ограниченности доли РФ в масштабах транспортировки нефти по КТК.

До сегодняшнего дня РФ и РК не согласованы условия совместной разработки нефтегазовой структуры Центральная. Пока не зарегистрировано СП с предполагаемым участием АО

Нашли ошибку в тексте - выделите и нажмите ctrl enter