Материал: Характеристика нефтегазового производства и потребления углеводородных ресурсов в Туркменистане

Компания Dragon Oil планирует до 2010 г. довести добычу газа на блоке "Челекен" до 3-5 млрд м3.

Ожидается, что в ближайшее время китайская компания CNPC подпишет СРП с Туркменистаном об освоении запасов месторождений правобережья Амударьи. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана предполагаемые запасы газа здесь составляют около 1,7 трлн м3, нефти - 79 млн т.

Кроме того, в 2006 г. CNPC совместно с туркменскими госконцернами приступила к разведке Яшлар - Южно-Иолотаньской группы месторождений, которая включает крупнейшее в Средней Азии газовое месторождение Южный Иолотань с запасами 1,5 трлн м3 газа и 17 млн т нефти. Кроме того, в эту группу входят месторождения Яшлар с запасами газа 670 млрд м3, Минара - 44 млрд м3 и Молодежьдепе, где данные по запасам еще уточняются. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана Яшлар - Южно-Иолотаньская зона станет одной из главных баз по наращиванию экспорта газа в ближайшие 20 лет. В течение 3 лет совместно с ГК "Туркменгеология" бурение (12 разведочных скважин глубиной более 5000 м) по контракту будет вести Чанциньское нефтеразведочное предприятие, являющееся сервисным подразделением CNPC. По окончании сервисного контракта CNPC начнет переговоры с Туркменистаном о разработке Южного Иолотаня.

Туркменбашинским КНПЗ и Наипским газоперерабатывающим комплексом за последние пять лет произведено почти 2,0 млн. тонн сжиженного газа. В связи с возросшим мировым спросом на сжиженный газ его экспортные поставки в 2006 году увеличились почти на 400 тыс. тонн.

Газотранспортная система Туркменистана объединяет трубопроводы протяженностью 8 тыс. км в однониточном исчислении. Экспортные потоки туркменского газа в настоящее время идут по двум направлениям: на север - в Россию и Украину, а также на юг - в Иран. В 2006 г. нетто-экспорт газа из Туркменистана составил около 50 млрд м3.

Существующие мощности по добыче и подготовке газа способны обеспечить поставку товарного газа в объемах до 220 млн. кубометров в сутки. К 2010 году, как планирует туркменское правительство, транспортировка природного топлива на внешние рынки возрастет более чем в два раза. Основной объем, как и прежде, будет двигаться в европейском направлении.

Газ из Туркменистана в Россию и далее Украину экспортируется по газопроводу Средняя Азия - Центр (ГТС САЦ), при этом западная нитка газопровода была проложена из Туркменистана в Россию вдоль Каспия и западных районов Казахстана; восточная протянулась через восточные районы Туркменистана и далее транзитом через Узбекистан и Казахстан. Трубопровод, построенный в 1974 г., состоит из пяти ниток диаметрами 1220-1420 мм. Общая протяженность трубопровода на территории Туркменистана - 3940 км. Система включает пять компрессорных станций - "Шатлык", "Каракумская", "Пустынная", "Ильялы", "Дарьялык". Пропускная способность ГТС САЦ - около 50 млрд м3 в год.

В настоящее время степень изношенности магистральных трубопроводов Туркменистана - от 72 до 87 %. Предполагается, что к 2008 г. завершится модернизация туркменских участков газопроводной системы "Средняя Азия - Центр". Капиталовложения в проект составят 730 млрд дол.

В 2001 г. президентами Украины и Туркменистана было заключено среднесрочное (на 2002-2006 гг.) соглашение о поставках в Украину туркменского природного газа в объеме до 36 млрд м3. При этом оплата производилась на 50 % валютой, а остальное - поставками товаров и реализацией инвестпроектов. Регулярные поставки туркменского газа привели к нормализации газового баланса и возникновению его профицита, что позволило НАК "Нафтогаз Украины" реэкспортировать газ в 2003-2004 гг. в ряд европейских стран в объеме 6 млрд м3.

В апреле 2003 г. Президент РФ В.В. Путин и Президент Туркменистана С. Ниязов подписали долгосрочное российско-туркменистанское соглашение о сотрудничестве в газовой отрасли на 25 лет (с 1 января 2004 г. до 31 декабря 2028 г.). Уполномоченными организациями по его реализации определены ОАО "Газпром" и ГК "Туркменнефтегаз". В рамках соглашения "Газэкспорт" (100%-е дочернее предприятие ОАО "Газпром") и "Туркменнефтегаз" заключили на тот же период долгосрочный контракт купли-продажи туркменского природного газа. Согласно контракту в 2004 г. "Газэкспорт" закупил у ГК "Туркменнефтегаз" 5-6 млрд м3 газа. В 2005 г. объем импорта увеличился до 6-7 млрд м3, в 2006 г. - до 10 млрд м3, в 2007 г. планируется увеличение импорта до 60-70 млрд м3, в 2008 г. - до 63-73 млрд м3. Начиная с 2009 г. ежегодный объем закупок "Газэкспортом" туркменского газа составит от 70 до 80 млрд м3. Цена по обоим соглашениям с НАК "Нафтогаз Украины" и ОАО "Газпром" была установлена в размере 44 дол/тыс. м3.

В конце 2004 г. прошло несколько раундов переговоров о поставках туркменского природного газа в 2005 г. в Россию и Украину, в ходе которых Туркменистан настаивал на решении поднять цены на газ в 2005 г. с 44 до 60 дол/тыс. м3. В условиях зависимости от импорта туркменского газа Украина согласилась с новыми условиями поставок, в соответствии с которыми НАК "Нафтогаз Украины" в 2005 г. закупила 31,5 млрд м3 по цене 58 дол/тыс. м3. Однако "Газэкспорт" продолжил закупки туркменского газа в рамках соглашения, подписанного в 2003 г. В соответствии с этим соглашением в 2004 г. Россия импортировала 4 млрд м3, а в 2005 г. - 6 млрд м3 по цене 44 дол/тыс. м3.

В первом полугодии 2006 г. с целью увеличения объема закупок с 7 до 30 млрд м3 в год цена на газ, закуупаемый ОАО "Газпром", повысилась с 44 до 65 дол/тыс. м3. Однако уже к концу 2006 г. с целью установления полного контроля над экспортом туркменского газа российская газовая монополия согласилась закупать газ по цене 100 дол/тыс. м3. В результате ОАО "Газпром" подписало соглашение о закупках у Туркменистана 12 млрд м3 газа в 2006 г. и по 50 млрд м3 ежегодно в 2007-2009 гг., в 2010-2015 гг. - до 80 млрд м3 в год (часть этого потока пойдет транзитом на украинскую и белорусскую территории).

Дополнительно ОАО "Газпром" и АК "Узтрансгаз" подписали пятилетнее соглашение на транспортировку среднеазиатского газа, в том числе туркменского, по территории Узбекистана в 2006-2010 гг., а НК "КазМунайГаз" и ОАО "Газпром" - пятилетнее соглашение о транзите среднеазиатского и российского газа по территории Казахстана. Достигнутые договоренности позволили России контролировать экспорт всего туркменского газа, поэтому та его часть, которая поступает транзитом на Украину, будет приобретаться у России.

В октябре 2006 г. RosUkrEnergo AG (зарегистрированная в Швейцарии российско-украинская компания, занимающаяся поставками газа из России в Украину) и ЗАО "УкрГазЭнерго" (СП RosUkrEnergo и НАК "Нафтогаз Украины") подписали дополнение к договору купли-продажи природного газа на 2006-2010 гг. Согласно документу в 2007 г. "УкрГаз-Энерго" будет поставлено не менее 55 млрд м3 среднеазиатского природного газа по цене 130 дол/тыс. м3. Такая цена устанавливается не РФ, а Туркменистаном, поскольку Россия весь объем туркменского газа покупает по цене 100 дол/тыс. м3, а с учетом транспортировки и прочих затрат итоговая цена составила 130 дол/тыс. м3.

В 2008-2009 гг. цена на газ RosUkrEnergo для Украины будет зависеть от цены закупок газа в странах среднеазиатского региона.

В 1997 г. был построен газопровод "Корпедже - Курт-Куи" из Туркменистана в Иран мощностью около 8 млрд м3/год, в ближайшие годы планируется расширить этот показатель до 14 млрд м3. Протяженность газопровода - около 200 км. Ежегодные поставки газа в этом направлении составляют около 7 млрд м3. Подписано туркмено-иранское соглашение, предусматривающее увеличение в 2007-2008 гг. ежегодных поставок до 10-14 млрд м3 туркменского природного газа в Иран.

Сжиженный углеводородный газ (СУГ) в объеме около 400 тыс. т из Туркменистана экспортируется в Иран, Афганистан и ряд других стран региона. Намечаемое существенное увеличение объемов выработки сжиженных газов и недостаточная емкость близлежащих локальных рынков сбыта требуют использования альтернативных экспортных маршрутов, выхода на основные регионы мирового рынка сжиженных газов, создания надежной морской транспортной системы высокой пропускной способности.

В связи с этим начато строительство морского терминала в порту Киянлы для хранения и отгрузки экспортных потоков сжиженных газов. Пуск этого объекта, который намечен на февраль 2008 года, позволит экспортировать сжиженные газы в морские порты прикаспийских стран и далее - в Европу.

В 2005 г. руководство Туркменистана подписало контракт с иранской компанией "Парс Энержи" общей стоимостью 22,9 млн дол., предусматривающий строительство терминала для отгрузки СУГ в морском порту Киянлы мощностью 180-200 тыс. т в год и выполнение работ по соединению его с действующим терминалом СУГ на ТКНЗ и строящимся резервуарным парком в морском порту Киянлы. Предполагается, что строительные работы начнутся в 2007 г., а ввод объекта в эксплуатацию запланирован на начало 2008 г. Пуск этого объекта позволит экспортировать сжиженные газы в морские порты прикаспийских стран и далее - в Европу. Иранская компания построила ранее терминал СУГ мощностью 6 тыс. т в год на ТКНЗ, а также мощностью 1 тыс. т в год в приграничном городе Серахсе и мощностью 500 т в Сархадабаде (общая стоимость - около 44 млн дол.).

Удельный вес экспортируемого сжиженного газа в структуре его производства неуклонно повышался с 4,4% в 1997 году до 96,7% в 2006 году. Производственные мощности по выпуску сжиженного газа в 2007 году должны возрасти на 94 000 тонн, и его производство будет наращиваться с доведением в 2020 году до 2 млн. тонн.

В этих целях намечено построить более 20 заводов на месторождениях с высоким содержанием пропан-бутановых фракций на востоке страны.

В 2005 году Туркменистан экспортировал около 45,5 млрд. кубометров газа в Российскую Федерацию, в Украину и в Исламскую Республику Иран. Достигнуто Соглашение о строительстве газопровода из Туркменистана в Китайскую Народную Республику. Согласно этому документу КНР намерен ежегодно в течение 30 лет покупать у Туркменистана «голубое топливо» в объеме 30 миллиардов кубометров. Подписано туркмено-иранское соглашение, предусматривающее увеличение в течение 2007 года поставок туркменского природного газа в Иран до 14 млрд. кубометров.

6. Основные концептуальные направления развития нефтегазового сектора экономики страны

В связи с расширением добычи газа в северо-западной части страны, относимой к туркменскому шельфу Каспийского моря и прилегающим территориям, иностранными компаниями прорабатываются несколько вариантов экспорта газа. Одним из наиболее реалистичных вариантов являются реанимация газопровода "Средняя Азия - Центр-3" (западная ветка) и доведение его мощности до 10 млрд м3 в год, с последующим расширением до 40-50 млрд м3. Далее возможна организация поставок газа на европейское направление и в КНР. Инициаторами экспорта газа с туркменского шельфа и прилегающих территорий в КНР являются Petronas - оператор проекта "Блок 1" на туркменском шельфе - и "КазТрансГаз". Для этого принято решение с 2007 г. начать реконструкцию газопровода "Окарем - Бейнеу". Далее от Бейнеу "КазТрансГаз" планирует строительство газопровода "Шалкар (бывший Челкар) - Самсоновка (Ленинск) - Шимкент". Далее газ будет поставляться по существующему газопроводу до Алматы, откуда планируется строительство газопровода до Алашанькоу с дальнейшим подключением к транскитайскому газопроводу "Запад - Восток". В проекте планируют участвовать также компании Burren Energy, которая в ближайшее время начнет осваивать месторождение Кызылкум, и Dragon Oil, предполагающая расширение добывных возможностей на блоке "Челекен".

Достигнуто соглашение о строительстве газопровода из Туркменистана в КНР, согласно которому будет построен газопровод "Алтын Асыр - Алашанькоу" с проектируемой пропускной способностью 30 млрд м3 в год, который присоединится к существующему китайскому газопроводу "Синьцзян - Шанхай". Основной сырьевой базой станут месторождения правобережья Амударьи.

В средне- и долгосрочной перспективе одним из перспективных проектов является строительство газопровода "Туркменистан - Афганистан - Пакистан", решение о реализации которого три страны подтвердили в рамках межправительственного Соглашения, подписанного в 2002 г. Пропускная мощность нового газопровода составит 20 млрд м3 газа в год.

Перспективы развития нефтегазовой отрасли Туркменистана будут определяться двумя основными факторами.

Во-первых, политическим режимом, который будет определять общий инвестиционный климат в стране. Внутренние инвестиционные ресурсы, технологический и кадровый потенциал этой страны весьма ограничены. В начале 2000-х гг. при взаимодействии с иностранными инвесторами в республике имели место ряд случаев одностороннего пересмотра условий уже подписанных соглашений, нарушения договоренностей и т.п., в результате чего крупнейшие иностранные компании прекратили работу в республике (Shell, 2001 г.; ExxonMobil, 2002 г.), что негативно сказалось на общей ситуации в отрасли. С учетом продолжительности инвестиционного цикла в разведке и добыче нефти начало реализации крупных нефтяных проектов в республике может начаться не ранее 2010-2015 гг. Однако позже руководство страны пошло вновь на сближение с иностранными нефтегазовыми компаниями и стало предоставлять благоприятный режим для инвестирования.

Согласно оценкам Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана, составленным на основе конкретных нефтегазовых проектов, реализуемых как иностранными, так и государственными туркменскими концернами, инвестиции в нефтегазовую отрасль Туркменистана до 2010 г. должны составить более 44 млрд дол. Ожидаемые капиталовложения зарубежных компаний оцениваются более чем в 30 млрд дол. Их доля на нефтегазовом рынке этой страны составит через 5 лет примерно 70 %, поэтому в перспективе именно ненациональные операторы станут определять развитие нефтегазовой отрасли Туркменистана. В ближайшие 5 лет число эксплуатационных и поисково-разведочных скважин на газ вырастет на 300 единиц, на нефть - почти на 900.

Во-вторых, перспективы роста будут определяться успехами проведения ГРР. В стране прогнозируется выявление значительного числа месторождений УВ, однако перспективы открытия связаны с глубокозалегающими сложнопостроенными подсолевыми толщами. В случае неподтверждения наличия необходимых объемов запасов на этих месторождениях дополнительные экспортные проекты организованы не будут.

Увеличение добычи нефти в Туркменистане может быть достигнуто за счет бурения новых скважин и реализации инвестиционных проектов "Блок 1", "Блок 3", Гунорта Гамышлыджа, Гунорта Челекен, Небитлидже, Небит-даг и др. Добыча нефти на старых нефтяных месторождениях Готурдепе, Барсагелмез и Гумдаг будет устойчиво снижаться. Для прироста доказанных запасов нефти и конденсата необходимы освоение туркменского сектора Каспийского шельфа и прилегающих территорий, бурение скважин в глубокозалегающих мезозойских отложениях на западе Туркменистана (Восточный Челекен, Экерем) и подсолевых карбонатных горизонтах на востоке (Западный Шатлык). В долгосрочной перспективе основной объем поисково-разведочных работ будет сосредоточен на перспективных территориях Гунбатар Экерем, Хазаряка золагы, Вас, Небитлидже, Яшылдепе и др.

Добыча нефти и конденсата в 2010 г. может быть увеличена до 19 млн т, в 2015 г. - 25 млн т, в 2020 г. - 30 млн т (табл. 6). С учетом внутреннего потребления экспорт нефти в 2010 г. составит 12 млн т, в 2020 г. - 15 млн т. Основная часть дополнительного объема нефти будет поставляться в южном направлении на НПЗ Ирана и далее по схеме замещения экспортироваться из портов Персидского залива.

Таблица №6.

Для обеспечения всех подписанных контрактных соглашений добыча газа в Туркменистане должна увеличиться с 62 млрд м3 в 2005 г. до 140-150 млрд м3 в 2010 г. и 160-170 млрд м3 в 2020 г. (табл. 7). В ближайшие годы основное увеличение добычи будет происходить в традиционных центрах добычи на существующих месторождениях (Довлет-Денмез, Ачак, Наип, Южный Наип, Шатлык, Кирпичли, Малай, Самандепе, Оджак и др.) ежегодно - до 70 млрд м3, однако после 2010 г. объем добычи здесь неминуемо будет снижаться. Дополнительно вблизи существующих промыслов и созданной инфраструктуры будут вводиться новые месторождения, где потенциал ежегодной добычи составляет 15-20 млрд м3.