CC BY
184
ПРОЕКТЫ И ИНВЕСТИЦИИ РОССИИ В ГОСУДАРСТВАХ ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ: НЕФТЕГАЗОВАЯ СФЕРА
Владимир ПАРАМОНОВ
кандидат политических наук, независимый эксперт (Ташкент, Республика Узбекистан)
Алексей СТРОКОВ
кандидат химических наук, независимый эксперт (Ташкент, Республика Узбекистан)
В 1990-х годах российские проекты и инвестиции в нефтегазовой сфере стран Центральной Азии были представлены в основном в Казахстане. С избранием в 2000 году президентом РФ Владимира Путина и устойчивым ростом цен на углеводороды значение ЦА резко возросло. Следствием этого стало кардинальное повышение активности России, в том числе ее нефтегазовых компаний, не только в Казахстане, но и в Туркменистане, а также в Узбекистане. Характерно и то, что в последнее время РФ проявляет гораздо больший интерес к двум другим государствам региона — Кыргызстану и Таджикистану, несмотря на их незначительный нефтяной и газовый потенциал.
Растущее внимание Москвы к республикам ЦА во многом объясняется тем, что добыча углеводородов в регионе технологически проще и экономически рентабельнее, нежели на севере России, где сосредоточено подавляющее большинство нефтегазовых месторождений страны. РФ стремится вовлечь как можно большую часть углеводородных ресурсов Центральной Азии в свой топливно-энергетический баланс для поддержания внутреннего потребления, не снижая при этом объемов уг-
леводородного экспорта на внешние рынки, прежде всего — в Европу.
Как результат, в последние годы поступательно увеличивается экспорт углеводородов из стран региона в направлении РФ. Однако существенные коррективы в данную тенденцию могут внести перспективные планы самих России, Казахстана, Туркменистана и Узбекистана по развитию своих нефтегазовых отраслей и выстраиванию энергетических стратегий. Прежде всего, речь идет о том, что далеко не ясно, будет ли экспорт углеводородов из государств региона по-прежнему распределяться главным образом в пользу РФ или, напротив, он постепенно переориентируется на рынки вне России и постсоветского пространства. Неясно и то, будет ли расширяться взаимодействие по глубокой переработке нефти и газа между Россией и странами региона. Последнее имеет большое значение, так как в СССР именно нефтепереработка определяла значительные (примерно в четыре раза больше, чем сегодня) объемы взаимных поставок того же «черного золота».
В итоге, основную дилемму формируют два принципиальных момента: непредсказуемость будущего характера нефтегазо-
вого экспорта из стран Центральной Азии и межгосударственного сотрудничества РФ со странами региона в сфере нефте- и газопереработки. С одной стороны, уже сегодняшние (тем более планируемые) объемы добычи углеводородов в странах региона (да и в самой России), а также их экспорт способны обеспечить прорыв по этим направлениям сотрудничества. С другой стороны, неизвестно, насколько возможна столь кардинальная смена энергетических стратегий.
В этой связи анализ нынешней проектно-инвестиционной активности Москвы в нефтегазовой сфере стран Центральной Азии позволит приблизиться к пониманию ответов на крайне сложные вопросы не только собственно перспектив российско-центральноазиатского энергетического взаимодействия, но и развития всего постсоветского пространства.
В плане значительных ресурсов углеводородов сегодня стратегические интересы России касаются в основном трех государств Центральной Азии: Казахстана, Туркменистана и Узбекистана. В двух дру-
гих ее странах — Таджикистане и Кыргызстане — пока не обнаружены промышленные запасы углеводородов, поэтому здесь интересы РФ мало затрагивают вопросы их добычи и импорта, а направлены в основном на освоение рынка нефтепродуктов.
На начало 2008 года общий объем инвестиций РФ в нефтегазовые отрасли республик ЦА составлял от 4 до 5,2 млрд долл.1 Подавляющая часть этих вложений (порядка 80—85%) сосредоточена в Казахстане (примерно 3,4—4,1 млрд долл.), меньше — в Узбекистане (0,5—1 млрд долл.) и пока незначительно — в Туркменистане, Таджикистане и Кыргызстане (примерно 50 млн долл. в целом). В ближайшие пять лет компании РФ намерены инвестировать примерно от 14 до 16 млрд долл. — в основном в разведку и разработку месторождений нефти и природного газа, а также в трубопроводную инфраструктуру региона.
1 Оценки являются расчетными, они получены на основании опубликованных сведений по объемам инвестиций по каждому проекту, в каждой стране региона.
Казахстан
Ныне в стране активно работают российские компании «ЛУКойл», «Газпром» и «Роснефть». На начало 2008 года объем накопленных инвестиций РФ составил в нефтегазовой отрасли РК предположительно от 3,4 до 4,1 млрд долл. До 2012 года включительно Россия планирует инвестировать еще от 6,7 до 7,5 млрд долл. Их предполагается вложить в основном в геологоразведку и освоение перспективных нефтегазовых месторождений (преимущественно на шельфе Каспийского моря), а также в развитие системы трубопроводов.
Проекты по геологоразведке и освоению месторождений
Газоконденсатное месторождение «Карачаганак» (Западно-Казахстанская область, северо-запад республики). Месторождение является одним из крупнейших в РК: его доказанные запасы составляют около 1,35 трлн куб. м природного газа и 1,2 млрд т нефти. Структуру разрабатывают компании ряда стран в период 1997—2037 годов. Доля российского «ЛУКойла» равна 15% (750 млн долл.).
Нефтегазовое месторождение «Кумколь Северный» (Кзыл-Ординская область, центральная часть юга РК). Запасы нефти месторождения оцениваются в 42 млн т,
газа — в 4,5 млрд куб. м. С 1996 года структуру разрабатывает Закрытое акционерное общество «Тургай — Петролеум» (до 2000 г. — ЗАО «Кумколь — ЛУКойл»), которым на паритетных началах владеют казахстанско-китайская фирма «ПетроКазахстан»2 и «ЛУКойл».
Нефтяное месторождение «Северные Бузачи» (Мангистауская область, западная часть Казахстана). Месторождение разрабатывается с 1999 года, запасы нефти оцениваются примерно в 80 млн т. С 2003 года этой структурой владели на паритетных условиях канадская фирма «Нельсон Ресурсес» и Китайская национальная нефтяная корпорация (КННК). В 2005 году «ЛУКойл» приобрел (за 2 млрд долл.) 100% акций компании «Нельсон Ресурсес».
Нефтегазоконденсатные месторождения «Алибекмола» и «Кожасай» (Актюбинская область, северо-запад страны). Запасы их нефти оцениваются в 70 млн т, газового конденсата — около 13 тыс. т. Разработку ведет Государственная компания РК «Казахойл — Актобе»: «Алибекмола» — с 2001 года, «Кожасай» — с 2003-го. Еще в 2000-м фирма продала 50% своих активов по освоению данных месторождений компании «Нельсон Ресур-сес», которая в 2005 году стала дочерним предприятием «ЛУКойла».
Нефтяное месторождение «Каракудук» (Мангистауская область, запад страны). Запасы нефти оцениваются примерно в 45 млн т. Разработку с 2000 года ведет ЗАО «Кара-кудукмунай» (100%-е дочернее предприятие «ЛУКойла»).
Нефтегазоконденсатные месторождения «Тюб-Караган» и «Аташская» (центральная часть казахстанского участка шельфа Каспийского моря). Запасы нефти (с учетом газового конденсата) «Тюб-Карагана» оцениваются в 324 млн т условного топлива, «Аташская» — 249 млн т. Проект реализует «ЛУКойл» совместно с Казахстанской морской нефтяной компанией «КазМунайТениз» (100%-е дочернее предприятие НК «КазМунай-Газ») в период 2003—2043 годов. В 2008—2010 годах на этих структурах планируется бурение первых разведочных скважин.
Нефтегазоконденсатное месторождение «Курмангазы» (южная часть казахстанского участка шельфа Каспийского моря). Оценки запасов нефти и газового конденсата на месторождении сильно разнятся — от 500 млн т до 1,8 млрд т. Работы ведет «Роснефть» совместно с Министерством энергетики и минеральных ресурсов Казахстана на период
2005—2060 годов. До 2012-го планируется бурение первых разведочных скважин.
Нефтегазовое месторождение «Жамбай» (шельф Каспийского моря). Запасы нефти и газа пока не известны. В 2006 году подписано соглашение о передаче «КазМунайГазом» по 25% долей проекта «ЛУКойлу» и испанской компании «Репсол». До 2007 года на месторождении вели сейсморазведку, результаты которой специалисты ныне анализируют. На 2008—2009 годы запланированы подготовительные работы и бурение первой разведочной скважины.
Газоконденсатное месторождение «Имашевское» (Атырауская область, западная часть РК и Астраханская область РФ). Запасы оцениваются в 129 млрд куб. м природного газа и 21 млн т газового конденсата. Работы на структуре должны начаться в ближайшее время. Со стороны Казахстана их будет вести «КазМунайГаз», а со стороны России разработчик (недропользователь) пока не определен.
Нефтегазовые месторождения «Хвалынское» и «Центральное» (северный Каспий, российский и казахстанский участки шельфа). Запасы месторождения «Хвалынское»
2 До 1996 года «ПетроКазахстан» являлся государственной компанией «Южнефтегаз», созданной в 1993 году. В 1995 году «ЛУКойл» и «Южнефтегаз» организовали СП по освоению «Кумколь-Северный». В 1996-м канадская компания «Харрикейн Гидрокарбон» приобрела 89,5% акций «Южнефтегаза», после чего данная компания была переименована в «ПетроКазахстан». Ныне она принадлежит китайской фирме «ПетроЧайна» и «КазМунайГазу».
оцениваются в 480 млн т нефтяного эквивалента, включая 300 млн т нефти, а месторождения «Центральное» — в 522 млн т нефти и 92 млрд куб. м попутного газа. Работы на структурах пока не проводятся, но должны начаться в ближайшее время. Со стороны Казахстана их будет вести «КазМунайГ аз», со стороны России работы на месторождении «Хвалынское» — «ЛУКойл», а на структуре «Центральное» — «ЛУКойл» и «Газпром».
Проекты по переработке сырья
Совместная переработка газа и газового конденсата на Оренбургском газоперерабатывающем заводе (г. Оренбург, Россия). В октябре 2006 года Россия и Казахстан заключили межправительственное соглашение о создании совместного предприятия по переработке газа на данном ГПЗ. Проект реализуют «Газпром» и «КазМунайГаз». В 2007 году подписан договор сроком на 15 лет (по 2022 г. включительно) о поставках карачаганакс-кого сырья на этот завод. Ожидается, что до 2010 года будет перерабатываться 8 млрд куб. м газа, в 2011-м — 12 млрд куб. м, а с 2012-го — не менее 15 млрд куб. м в год.
Подготовка к строительству Каспийского газохимического комплекса (ГХК) в зоне нефтегазового месторождения «Хвалынское» (Атырауская область, западная часть Казахстана). Для реализации проекта в 2006 году создана рабочая группа, в которую вошли представители «КазМунайГаза» и «ЛУКойла». На ГХК планируется ежегодно перерабатывать примерно 14 млрд куб. м газа. Вопросы долевого участия России и Казахстана в проекте, а также сроки его реализации являются предметами переговоров.
Трубопроводные проекты
Подготовка к повышению пропускной способности нефтепровода «Атырау — Самара»3. Проект реализуется на основе подписанного в 2002 году Россией и Казахстаном межправительственного соглашения о транзите нефти. Оператор трубопровода на казахстанском участке — Национальная компания по транспортировке нефти (НКТН) «КазТрансОйл», на российском — «Транснефть».
К 2017 году (окончанию срока действия соглашения о транзите нефти) Россия и Казахстан планируют увеличить пропускную способность магистрали с нынешних 15 до 25 млн т в год. В настоящее время разрабатываются условия и положения пакетного соглашения по проекту расширения трубопровода. Предполагается, что часть нефти (около 17 млн т только из Казахстана) пойдет по планируемому трубопроводу Бургас — Александруполис (Болгария — Греция) в обход турецких проливов.
Планы по увеличению пропускной способности нефтепровода «Тенгиз — Новорос-сийск»4. Оператор — Каспийский трубопроводный консорциум (КТК). Доля РФ в КТК составляет 24% (около 625 млн долл.), а доля ее частных компаний — еще 20% (520 млн долл.)5.
3 По данному трубопроводу протяженностью 697 километров, введенному в строй в 1970 году, нефть транспортируется от месторождений западной части Казахстана в Самарскую область России.
4 По данному трубопроводу, введенному в строй в 2001 году (протяженность — около 1 510 километров), нефть транспортируют из западной части Казахстана (месторождение «Тенгиз») в российский порт Новороссийск (далее танкерами через турецкие проливы Босфор и Дарданеллы).
5 «ЛУКАРКО Би-Ви» (Россия) — 12,5% (326 млн долл.), «Роснефть Шелл Каспиан Венчерз Лтд» (Россия) — 7,5% (195 млн долл.).
Москва и Астана планируют увеличить пропускную способность трубопровода с нынешних 32 до 67 млн т в год (в том числе казахстанской нефти — до 50 млн т). Однако перспективы и сроки реализации проекта по увеличению пропускной способности магистрали пока не определены.
Сотрудничество в сфере транзита туркменского и узбекского газа по трубопроводам Средняя Азия — Центр (САЦ) и Бухара — Урал, а также российского газа по трубопроводам Оренбург — Новопсков и «Союз»6.
Данное взаимодействие организовано на основе базового межправительственного соглашения о сотрудничестве в газовой отрасли, подписанного в 2001 году. В 2005-м «Газпром» и оператор магистральных газопроводов Казахстана — компания «Интергаз Центральная Азия» (100%-е дочернее предприятие «КазТрансГаза») подписали два соглашения на 2006—2010 годы. Первое из них предусматривает увеличение к 2010 году объемов транзита российского газа через Уральскую область Казахстана до 70 млрд куб. м в год по трубопроводам «Союз» и Оренбург — Новопсков7, второе определяет транзит центральноазиатского газа по территории РК через систему САЦ (до 55 млрд куб. м в год).
Реальная пропускная способность казахстанского участка газопровода САЦ ныне составляет порядка 60 млрд куб. м в год, трубопровода Бухара — Урал — до 7 млрд куб. м, газопроводов Оренбург — Новопсков и «Союз» (суммарно) — 47 млрд куб. м. После модернизации своего участка магистрали САЦ, к 2010 году, Казахстан планирует довести его пропускную способность до 80 млрд куб. м в год, а в дальнейшем (причем в ближайшие годы) — до 100 млрд куб. м.
В целом модернизацию магистральных газопроводов, проходящих по территории Казахстана, ведут «КазМунайГаз» и «КазТрансГаз» самостоятельно, без инвестиционного и иного участия РФ, а также ее компаний. Но поскольку газотранспортная система РК объективно является составной частью таковой всего постсоветского пространства, то взаимодействие с Россией в сфере транспортировки голубого топлива объективно неизбежно.
Планы по стыковке нефтепроводов «Дружба» и «Адрия»8. В настоящее время Москва и Астана рассматривают возможность создания нового направления транспортировки нефти из России и Казахстана на мировые рынки через территорию Европы и морской порт Омишаль (Хорватия). Планируется, что после стыковки нефтепроводов «Дружба» и «Адрия» экспорт нефти из России и Казахстана в Европу увеличится на 15 млн т в год, однако перспективы и сроки реализации данного проекта пока не ясны.
6 Магистральные газопроводы «Союз» и «Оренбург — Новопсков» протяженностью 760 километров каждый введены в строй в советское время (1976 г. Оренбург — Новопсков, 1978-й — «Союз»). По данным трубопроводам газ перекачивают из Оренбургской в Саратовскую область России через территорию Уральской области Казахстана.
7 На момент ввода в эксплуатацию пропускная способность газопроводов «Союз» и Оренбург — Новопсков составляла 42 млрд куб. м в год (суммарно). В 2004 году их реальная пропускная способность снизилась до 30 млрд куб. м по причине износа инфраструктуры. Однако в 2004-м Казахстан приступил к их реконструкции и модернизации. Сегодня пропускная способность данных магистралей составляет суммарно 47 млрд куб. м в год. Именно столько газа планировалось прокачать в 2008 году.
8 По трубопроводу «Дружба», введенному в строй в 1964 году (протяженность — около 6 000 километров), нефть транспортируют из России в страны Европы. Нефтепровод «Адрия» представляет собой систему из двух участков: венгерский проходит по территории Венгрии от города Сазхаломбат-ты до венгерско-хорватской границы, а другой участок — Ядранский нефтепровод — от венгерско-хорватской границы по территории Хорватии к порту Омишаль (Хорватия, побережье Адриатического моря). Общая протяженность маршрута, по которому предполагается доставлять нефть от Самары (РФ) по территории России, Беларуси, Украины, Словакии, Венгрии и Хорватии до порта Омишаль, равна
3 087 км.
Проекты по реализации нефтепродуктов
«Газпром» планирует осваивать рынок нефтепродуктов Казахстана. Компания «Г азпром нефть» (дочерняя фирма «Г азпрома») уже арендует в Казахстане 11 нефтебаз и намерена развивать сеть автозаправочных станций. К тому же с 2008 года «Газпром» запланировал ежегодно поставлять не менее 300 тыс. т нефтепродуктов, что, по предварительным данным, позволит ему занять около 3% соответствующего казахстанского рынка.
Туркменистан
Сегодня в республике работают такие фирмы, как «Газпром» и Международная группа компаний (МГК) «ИТЕРА». Проектно-инвестиционная активность России и ее компаний в нефтегазовой отрасли Туркменистана пока крайне низка: она охватывает только сферу транспортировки газа, а объем инвестиций на начало 2008 года составил всего лишь около 25 млн долл. Эти средства были направлены на поставку из РФ технологического оборудования для газовой отрасли республики, реабилитацию и модернизацию газопроводов, компрессорных и газораспределительных станций и т.п.
Тем не менее, учитывая значительные углеводородные и, в первую очередь, газовые запасы Туркменистана, можно уверенно предполагать, что уже в ближайшей перспективе инвестиционная активность компаний РФ стремительно возрастет. До 2012 года только «Г азпром» планирует направить на эти цели не менее 2 млрд долл. (прежде всего на освоение газовых месторождений и расширение магистрального трубопровода САЦ). Более того, следует ожидать появления в Туркменистане других российских или совместных компаний, в первую очередь это «ЛУКойл» и «ТНК — Бритиш петролеум».
Учитывая, что экспортный потенциал Туркменистана по нефти незначителен и не играет для РФ существенной роли, ее интересы в республике ограничиваются газовой сферой. «Газпром» увязывает возможность предоставления инвестиций с контролем газотранспортной системы Туркменистана, и в мае 2007 года уже добился того, что диспетчерские функции на туркменском участке региональной газотранспортной системы (после ее модернизации и расширения) перейдут именно к нему.
Сегодня у России нет реальных проектов в нефтегазовой отрасли республики, если не считать в качестве такового взаимодействие по вопросам поставок ее газа в РФ и в российском направлении. При этом к первоочередным для Москвы относятся следующие проектные тренды.
Модернизация газовой инфраструктуры Туркменистана. Проект планируется реализовывать в соответствии с соглашением о сотрудничестве в газовой сфере на период до 2028 года (подписано в 2003 г.), что, в частности, предполагает строительство современных установок по повышению кондиции природного газа. Однако характер, масштабы и сроки данных мероприятий пока не ясны.
Модернизация и повышение пропускной способности газопровода Средняя Азия — Центр. Этот проект, как и предыдущий, предполагается осуществлять в соответствии с соглашением о сотрудничестве в газовой отрасли.
Учитывая, что Россия придает исключительно большое значение увеличению объемов импорта туркменского газа, кардинальное расширение газотранспортных мощнос-
тей Туркменистана в российском направлении принципиально важно. Сегодня реальная пропускная способность туркменского участка САЦ составляет около 50 млрд куб. м в год и задействована практически на полную мощность. Однако характер, масштабы и сроки реализации проекта по реконструкции и модернизации туркменских газопроводов с участием России пока не ясны.
Кроме того, МГК «ИТЕРА» планирует реализацию проекта по освоению ряда нефтегазовых месторождений в Туркменистане. Сегодня «ИТЕРА» — единственная компания РФ, допущенная к разработке туркменских углеводородных месторождений на суше. В конце декабря 2007 года президент республики Г. Бердымухаммедов провел в Ашхабаде переговоры с председателем Совета директоров «ИТЕРЫ» И. Макаровым, в ходе которых они обсудили ряд вопросов, в том числе перспективы разработки месторождений нефти и газа в Центральных Каракумах и на шельфе Каспийского моря.
В марте 2008 года делегация «ИТЕРЫ» вновь посетила Ашхабад, где обсуждались перспективы освоения ряда блоков нефтегазовых месторождений на шельфе Каспия. Подробности данной встречи не разглашаются, однако конкретных документов подписано не было. По всей вероятности, основное препятствие — чрезмерно высокая стоимость и сложность работ на этом участке шельфа (он гораздо глубоко-воднее, например, казахстанского). Поэтому «ИТЕРА» намерена вести работы на туркменском участке шельфа совместно с «Роснефтью» и «Зарубежнефтью» на условиях раздела продукции. Как представляется, соответствующее СРП между правительством Туркменистана и «ИТЕРОЙ» может быть подписано в ближайшее время, однако сроки подписания СРП и начала работ пока не известны. «ИТЕРА» имеет в Туркменистане явные преимущества перед остальными российскими компаниями, так как энергично работает в республике с 1994 года и владеет активами в различных сферах ее бизнеса.
Вместе с тем пока о российской проектно-инвестиционной активности в нефтегазовой отрасли Туркменистана следует говорить лишь в будущем времени. Это связано с тем, что в республике добыча углеводородов на суше пока контролируется государством (исключение сделано для китайской КННК, МГК «ИТЕРА» и, возможно, будет сделано для казахстанской фирмы «КазМунайГаз»), а для иностранных инвесторов доступно лишь освоение шельфовых месторождений (на туркменском участке побережья Каспийского моря) на условиях СРП.
Однако в целом компании РФ не проявляют особого интереса к разработке нефтегазовых месторождений на шельфе. Во многом это связано с тем, что интересующие Россию шельфовые месторождения углеводородов расположены вблизи туркменско-иранской морской границы. Статус Каспия пока не определен, а Иран настаивает на увеличении своего сектора. Более того, освоение морских месторождений технологически более сложно, чем на суше, что требует дополнительных инвестиций.
Узбекистан
В настоящее время в республике работают российские компании «Газпром» и «ЛУКойл». По состоянию на начало 2008 года инвестиции РФ в нефтегазовую отрасль Узбекистана составили от 520 до 1 050 млн долл., а до 2012 года Москва планирует вложить в эту сферу от 4,7 до 6,2 млрд долл.; средства предполагается направить в основном в геологоразведку и освоение месторождений, а также в модернизацию трубопроводной инфраструктуры.
Проекты по геологоразведке и освоению месторождений
Газоконденсатное месторождение «Шахпахты» (Республика Каракалпакстан, плато Устюрт, западная часть страны). Оно открыто в 1962 году, промышленные запасы оцениваются примерно в 46,5 млрд куб. м (с учетом газового конденсата) и 7,7 млн т нефти. Разработку ведут «Газпром» и Национальная холдинговая компания (НХК) «Узбекнеф-тегаз» в период 2004—2019 годов.
Газоконденсатные месторождения «Кандым — Хаузак — Шады» (Бухарская область, центральная часть страны) и месторождение «Кунград» (Республика Каракалпакстан). Общие запасы газа этих структур оцениваются примерно в 283—329 млрд куб. м (наиболее крупные месторождения Кандымской — в 150 млрд куб. м и выше), а нефти — в 8 млн т. Работы на месторождениях ведут «ЛУКойл» и «Узбекнефтегаз» в период 2004— 2039 годов. Добыча на месторождени «Хаузак» и поставки его сырья на Мубарекский ГПЗ (Узбекистан) начаты в конце 2007 года.
Нефтегазовые месторождения в узбекской части Аральского моря. Запасы их газа оцениваются примерно в 1 трлн куб. м, нефти — порядка 150 млн т. Проект реализует с 2005 года (по плану до 2040 г.) международный консорциум, в который входит и компания «ЛУКойл» (ей принадлежит 10% от общего объема будущей добычи).
Нефтегазовые месторождения юго-западной части Гиссарского региона (на границе между Кашкадарьинской и Сурхандарьинской областями, южная часть страны — вблизи г. Карши) и центрального Устюрта (Республика Каракалпакстан). Их (двух нефтяных и семи газоконденсатных) оценочные запасы газа равны порядка 150 млрд куб. м, нефти — около 50 млн т. Проект реализуют российская инвестиционно-финансовая группа «СоюзНефтеГаз» и «Узбекнефтегаз» в период 2007—2048 годов. В феврале 2008-го «ЛУКойл» приобрел контрольный пакет акций «СоюзНефтеГаза», включая его проекты в Узбекистане.
Геологоразведка ряда других газоконденсатных месторождений на плато Устюрт.
Прогнозные запасы только некоторых наиболее крупных из них («Урга», «Куаныш» и Акчалакская группа) предположительно составляют порядка 1—1,27 трлн куб. м. С 2007 года «Газпром» проводит геологическое изучение семи инвестиционных блоков на плато Устюрт (соответствующие соглашения с правительством страны и компанией «Узбек-нефтегаз» подписаны в 2006 г.)9.
Проекты по переработке сырья
Планы по производству сжиженного газа и бензина на Мубарекском газоперерабатывающем заводе (г. Мубарек). К реализации этого проекта «Газпром» и «Узбекнефтегаз» приступили в 2006 году — в рамках совместного предприятия. Предусматриваются строительство и эксплуатация производственных мощностей по переработке 12 млрд куб. м сырья в год. Наряду с товарным метаном (основным по массе компонентом природного газа) ГПЗ будет выпускать около 270 тыс. т сжиженного газа и 70 тыс. т стабильного газового конденсата. Производство планируется начать в 2009 году.
9 Соглашение между «Газпромом» и «Узбекнефтегазом» об основных принципах проведения геологического изучения недр инвестиционных блоков Устюртского региона Узбекистана; СРП между «Газпромом» и «Узбекнефтегазом» по месторождениям «Урга», «Куныш» и Акчалакской группы.
Подготовка к строительству Кандымского газоперерабатывающего комплекса в
районе месторождения «Кандым». Проект реализует «ЛУКойл». Первую очередь предполагается ввести в эксплуатацию к 2011 году при мощности 6—8 млрд, по некоторым оценкам, до 10 млрд куб. м сырья в год.
Трубопроводные проекты
Сотрудничество по транзиту туркменского и поставкам узбекского газа. Данный проект осуществляет «Узтрансгаз» (дочерняя компания «Узбекнефтегаза») на основе подписанного в 2005 году соглашения между «Газпромом» и «Узтрансгазом» на период
2006—2010 годов. Соглашение заключено с целью организации поставок центральноазиатского голубого топлива (из Туркменистана и Узбекистана) с использованием газотранспортных систем Средняя Азия — Центр и Бухара — Урал, проходящих по территории Узбекистана. Его газотранспортная система (САЦ-1, 2, 4, 5 и Бухара — Урал) в целом находится в удовлетворительном состоянии и способна пропускать не менее 55 млрд куб. м сырья в год.
Планы по модернизации, а также повышению пропускной способности узбекских участков газопроводов Средняя Азия — Центр и Бухара — Урал10. Работы по их расширению и ремонту ведет «Узтрансгаз». «Газпром» намерен увеличить пропускную способность узбекских участков магистральных трубопроводов, однако пока не ясны ни характер, ни сроки этих мероприятий, а в итоге — не определена будущая пропускная способность данных участков магистралей Средняя Азия — Центр и Бухара — Урал.
Таджикистан
Сегодня в стране реально присутствует только «Газпром». В республике пока не обнаружены значительные запасы нефти и газа. Высокие цены на углеводороды стимулируют интерес «Газпрома» в первую очередь к рынку нефтепродуктов республики и только затем к ее потенциальным газовым ресурсам.
Среди основных направлений активности РФ в нефтегазовой сфере РТ выделяются два.
■ Первое — реализация нефтепродуктов. «Газпром» планирует осваивать рынок нефтепродуктов Таджикистана. «Газпром нефть» уже арендует 4 нефтебазы и намерена развивать сеть автозаправочных станций. По итогам 2008 года ожидается, что доля «Газпрома» на таджикском рынке нефтепродуктов составит порядка 30—35%.
■ Второе — сейсморазведка газовых месторождений на площадях «Саргазон» (Дан-гаринский район Хатлонской области) и «Ренган» (вблизи Душанбе). Их перспективные запасы оцениваются в 65 млрд куб. м. В декабре 2006 года правительство РТ и «Газпром» заключили соглашение на проведение сейсморазведочных работ, которые начались в 2007-м. В январе 2008 года на площади «Саргазон» они уже завершены.
10 Газопровод Бухара — Урал предназначен для поставок узбекского газа с месторождения Газли (Бухарская область Узбекистана) в промышленные центры Южного Урала (Россия).
Кроме того, «Газпром» изучает перспективы разведки нефти на территории республики. Определенный интерес к ее нефтегазовой отрасли проявляет и «ЛУКойл».
Кыргызстан
Ныне в республике реально работает лишь одна российская компания — «Газпром». Вероятно, это обусловлено тем, что промышленные запасы нефти и газа в КР не обнаружены.
В 2003 году правительство Кыргызстана и «Газпром» подписали соглашение о сотрудничестве в газовой сфере. Тогда Москва и Бишкек планировали (после геологоразведки ряда наиболее перспективных месторождений) подготовить технико-экономическую оценку их освоения, на основании которой будет принято решение о целесообразности создания совместного предприятия для разработки выявленных месторождений. Однако ничего конкретного в этом плане пока не сделано. Переговоры продолжаются, а геологоразведочные работы «Газпром» напрямую связывает с приобретением им активов нефтегазовой отрасли страны: 100% акций «Кыргызгаза» и 85% акций «Кыргызнеф-тегаза» ныне находятся в собственности государства.
В 2008 году премьер-министр республики И. Чудинов и председатель «Газпрома» А. Миллер провели серию переговоров. По результатам их встречи, состоявшейся в феврале, было достигнуто соглашение о том, что «Газпром» начнет геологоразведку газовых месторождений на юге Кыргызстана, а правительство КР допустит эту компанию к приватизации «Кыргызгаза» и «Кыргызнефтегаза». Однако их приватизация станет возможной только после соответствующего одобрения парламентом республики.
В октябре 2008 года в Бишкеке состоялись переговоры между президентами двух стран — Д. Медведевым и К. Бакиевым. В их совместном заявлении отмечается, что особое внимание будет уделяться реализации на территории Кыргызстана крупных взаимовыгодных проектов (в том числе на основе долгосрочных кредитов) в сфере электроэнергетики (строительство Камбаратинских ГЭС-1 и ГЭС-2, других электроэнергетических объектов), по геологическому изучению недр на нефтегазоперспективных площадях, модернизации и развитию нефтегазового комплекса республики с участием «Газпрома». В пакете официальных документов, подписанных по итогам переговоров, фигурирует и Меморандум о взаимопонимании между правительством Кыргызстана и «Газпромом» по вопросам развития сотрудничества в рамках приватизации ОАО «Кыргызгаз» и «Кыргызнефтегаз».
В итоге, сегодня для «Газпрома» к первоочередным относятся следующие проектные направления и проекты.
Подготовка к приобретению активов в нефтегазовой отрасли КР. «Газпром» планирует приобрести в собственность государственную долю «Кыргызнефтегаза» и «Кыргыз-газа», после того как парламент страны узаконит приватизацию этих объектов, однако сроки пока не определены. На сегодня имеется лишь соответствующий Меморандум о взаимопонимании между правительством Кыргызстана и «Газпромом».
Геологоразведка ряда газовых месторождений. В феврале 2008 года «Газпром» получил лицензию на геологоразведку газовых месторождений в южной части страны и в 2008—2010 годах планирует направить на эти цели 300 млн долл. Масштабы же будущей добычи составят примерно 300 млн куб. м в год.
Реализация нефтепродуктов. Сегодня это единственный реальный российский проект в нефтегазовой отрасли страны. Компания «Газпром нефть» работает в республике с
середины 2006 года и уже располагает сетью из 73 автозаправочных станций (в основном на севере). В целом доля «Газпрома» пока составляет лишь около 2% рынка розничной продажи нефтепродуктов (главным образом бензина) в республике, но к 2011 году он планирует увеличить свою долю на этом рынке до 35—41%.
3 а к л ю ч е н и е
Нефтегазовые проекты в Казахстане, Узбекистане и Туркменистане имеют для России и ее компаний стратегически приоритетное значение. Поэтому можно с высокой долей вероятности предположить, что в среднесрочной перспективе нынешний разрыв между масштабами проектной деятельности РФ в нефтегазовых секторах Казахстана, с одной стороны, и Узбекистана и Туркменистана — с другой, сильно сократится. Только в ближайшие пять лет российские компании намерены инвестировать от 14 до 18 млрд долл. в основном в поиск и разработку месторождений нефти и природного газа в республиках ЦА (в первую очередь в Казахстане, Туркменистане и Узбекистане), а также в трубопроводную инфраструктуру региона.
Теоретически в случае, если российские проекты и инвестиции себя оправдают и обеспечат прирост добычи углеводородов в планируемых РФ и странами ЦА объемах (особенно это касается «большой нефти» с каспийского шельфа), то масштабы нефтегазовых поставок в Россию, скорее всего, существенно возрастут по сравнению с их современным уровнем и выйдут примерно на следующие показатели:
— по нефти: к 2010 году — до 12—13 млн т, к 2015-му — до 14—17 млн, к 2020-му — до 23—45 млн;
— по газу: к 2010 году — до 70 млрд куб. м, к 2015-му — до 80 млрд, к 2020-му — до 110 млрд.
В свою очередь, объемы транзита углеводородов из Центральной Азии через территорию России потенциально могут достичь следующих объемов:
— по нефти: к 2010 году — до 40 млн т, к 2015-му — до 55 млн, к 2020-му — до 65 млн;
— по газу: к 2010 году — до 77 млрд куб. м, к 2015-му — 90—100 млрд, к 2020-му — 110—120 млрд.
Однако пока не известно, будут ли все проекты максимально подкреплены финансовыми ресурсами и смогут ли российские инвестиции (в случае их предоставления) обеспечить прирост добычи углеводородов и их транспортировку именно в Россию/российском направлении в планируемых РФ объемах. Как представляется, наиболее важные причины этой неопределенности обусловлены рядом негативных факторов в российско-центральноазиатском сотрудничестве в нефтегазовой сфере.
■ Во-первых, Россия и ряд стран региона уделяют весьма незначительное внимание вопросам глубокой переработки нефти и газа с получением продуктов с высокой нормой добавочной стоимости. Это ведет к неэффективному использованию углеводородных ресурсов с точки зрения долгосрочных экономических интересов РФ и государств ЦА. В результате Россия помогает странам региона банально «проедать» свои углеводороды, хотя промышленности всех вышеуказанных государств испытывают неудовлетворенную потребность в таких ресурсах. Это, в свою очередь, ведет к простою и в конечном счете к постепенному разрушению ряда перерабатывающих отраслей промышленности как в России, так и в государствах ЦА.
■ Во-вторых, планируемое РФ и странами региона повышение экспорта нефти и природного газа не только ставит под угрозу перспективы промышленно-инновационного развития данных государств, но и является миной замедленного действия для их безопасности. Дело заключается в том, что в топливно-энергетическом балансе России и республик региона (а также других стран СНГ) углеводороды играют чрезвычайно важную роль — гораздо большую, чем в большинстве государств мира. Вполне вероятно возникновение в долгосрочной перспективе (не исключено, что и в среднесрочной) острого дефицита углеводородов — в основном природного газа — на внутренних рынках России и стран Центральной Азии вследствие наращивания объемов их экспорта.
■ В-третьих, добыча и поставка углеводородов сами по себе создают достаточно хрупкий фундамент для выстраивания долгосрочных и устойчивых межгосударственных отношений в нефтегазовой и других сферах.
Во многом по этим причинам нынешняя проектно-инвестиционная активность РФ и ее компаний в странах Центральной Азии, а также тенденция к росту объемов торговли углеводородами не дают полного ответа на вопрос о будущем характере взаимодействия в нефтегазовой сфере.
В описанных выше условиях фактор международной конкуренции за углеводородные ресурсы делает крайне уязвимыми позиции России в странах региона. В частности, уже сегодня в этих странах растет проектно-инвестиционная активность компаний из азиатских государств (Китая, Японии, Кореи, Малайзии). Кризис взаимопонимания между РФ и ЕС по вопросам энергетической безопасности ослабляет позиции не только Москвы, но и Брюсселя. Тем более что монополия России в транспортировке углеводородов из Центральной Азии на рынки Европы уже разрушается.
Как представляется, для выстраивания в перспективе более прочных отношений в нефтегазовой сфере необходима консолидация политической воли РФ и стран региона для максимально эффективного использования их совокупного углеводородного потенциала. В этой связи необходимо выработать единую эффективную экономическую стратегию, где в равной степени учитывались бы долгосрочные интересы всех вышеуказанных государств.
Основной целью данной стратегии должно стать не содействие друг другу в плане наращивания экспорта углеводородов на внешние рынки (что имеет место сегодня), а многосторонняя интеграция по переработке нефти и газа в рамках экономически эффективного разделения труда, с учетом географии месторождений, транспортной и иной инфраструктуры, перспектив ввода в строй новых перерабатывающих мощностей, развития наукоемких секторов экономики.
Для формирования и принятия Россией и рядом стран Центральной Азии единой стратегии в энергетической / экономической сферах целесообразно искать возможности именно для многостороннего сотрудничества, использовать потенциал ЕврАзЭС и, возможно, ШОС. Уже сейчас на базе данных организаций целесообразно сформировать группы специалистов из разных стран с целью детального анализа всего комплекса мер (организационных, технических, административных, правовых) по выработке эффективных интеграционных механизмов между национальными энергетическими компаниями.
В итоге разумной альтернативой банальному «проеданию» углеводородных ресурсов может стать лишь принципиальная смена стратегических приоритетов не только нефтегазового, но и в целом экономического взаимодействия России со странами Центральной Азии: отказ от наращивания экспорта углеводородов на внешние рынки и форсирование многосторонней региональной интеграции в инновационно-промышленной сфере.
В связи с этим заслуживает внимания идея о создании в перспективе и единого энергетического холдинга ЕврАзЭС (например, в качестве транснациональной корпорации). При этом прерогативой данной структуры должна быть не только нефтегазовая сфера, но и энергетика в целом, включая угольную отрасль, атомную энергетику, гидроэнергетику, развитие возобновляемых источников энергии. Сегодня сложно сказать, сколь эффективно такая корпорация обеспечит оптимальное использование энергетических ресурсов (это отдельный вопрос). Однако она смогла бы более результативно отстаивать интересы всех стран — участниц структуры, а также гораздо успешнее, чем ныне, противодействовать негативному влиянию глобальных факторов. Более того, представляется, что создание единого энергетического холдинга кардинально повысит заинтересованность республик ЦА и других стран в сотрудничестве именно с Россией, окажет мощное стимулирующее влияние на экономическое развитие (в первую очередь постсоветских государств) и, возможно, Евразии в целом.
