|
| |
|
Главная -> Экология
Мировые цены на нефть бьют новые. Переработка и вывоз строительного мусораН. Овсянникова Доказанные извлекаемые запасы газа Туркмении, по данным BP на конец 2006 г., составляют 2,9 трлн. м3 (включая около 70 млрд. м3 газа, растворенного в жидких углеводородах). Это около 2% от мировых запасов. Сведения о начальных суммарных ресурсах (НСР) газа расходятся. Исходя из туркменских данных они составляют около 30 трлн. м3 (из них 22,5 трлн. — ресурсы всех категорий, 4,97 трлн. — запасы, 2,32 трлн. м3 — накопленная добыча). Однако Международное энергетическое агентство считает, что НСР страны достигают лишь 23,5 трлн. м3. На сегодня в Туркмении открыто 149 газовых и газоконденсатных месторождений с суммарными запасами 4,97 трлн. м3. Из них на суше — 139 месторождений и 10 — на Каспийском шельфе. В разработке находятся 54 месторождения с запасами более 2,6 трлн. м3, подготовлено к разработке 11 месторождений, в разведке находятся 73, в консервации — 11. Несмотря на значительные объемы поисково-разведочных работ, изученность территории страны остается сравнительно невысокой. Исследованы практически только верхние слои нефтегазоносных отложений. Добыча газа После спада начала 90-х добыча природного газа в стране с 1998 г. неуклонно растет. В 2006-м она составила 62,2 млрд. м3. Впрочем, до 1990 г. в Туркменской ССР ежегодно добывалось 85—90 млрд. м3 (рис. 1). Основными причинами падения добычи стали ценовые конфликты с потребителями и проблемы транспортировки. Плюс значительный износ оборудования и истощение месторождений. Для подъема отрасли правительство республики последовательно пытается привлечь зарубежные инвестиции, однако иностранные компании не спешат инвестировать в туркменский газовый комплекс. Потенциальных инвесторов смущает многое: невысокая региональная безопасность (общая граница с Афганистаном и Ираном), несовершенство законодательной базы, нерешенность проблем обеспечения экономически целесообразного экспорта энергоресурсов. Свою роль сыграло и ограничение правительством страны участия в газовой отрасли зарубежных компаний. Сейчас оно преимущественно выражается в поставках и ремонте оборудования, содействии проведению геолого-разведочных работ в незначительных объемах. Со II квартала 1997 г. производство было приостановлено, разработка большинства скважин прекращена. Вследствие резкого уменьшения добычи газа сократились валютные поступления в страну, соответственно и инвестиции в газовый комплекс. Ограниченные ресурсы направлялись в основном на консервацию скважин. В кризисные годы число действующих эксплуатационных газовых скважин сократилось с 3 тыс. до 622, то есть почти в пять раз. Хотя со временем добыча начала расти, геологоразведка от нее отстает значительно. Ныне свыше 90% всей добычи газа обеспечивает государственный концерн «Туркменгаз». Из 25 месторождений, находящихся в его ведении, 17 выработаны на 50—90%. Менее 10% добычи приходится на другой госконцерн — «Туркменнефть». Более 80% газа в республике добывается на месторождениях Довлетабад (запасы — 1,7 трлн. м3) и Яшлар (0,76 млрд. м3). Они были открыты еще в СССР, и выработка их составляет около 50% (остаточные запасы Довлетабада — 0,9 трлн. м3). Дальнейшее наращивание добычи природного газа в Туркменистане и соответственно экспортного потенциала страны по поставкам углеводородного сырья на зарубежные рынки во многом зависит от иностранных капиталовложений и технической помощи. Внутреннее потребление Туркмения не относится к индустриально развитым странам. Соответственно промышленность республики не нуждается в больших объемах природного газа. Население также не столь многочисленно. По официальным данным Ашхабада, на 1 января 2006 г. оно составило 6,8 млн. человек, хотя вероятно предположение, что эта цифра завышена. Поэтому внутреннее потребление газа в Туркменистане невелико (рис. 2). По данным BP, на конец 2006 г. оно составило около 19 млрд. м3. Однако поскольку в последние годы в стране активно развивалась газохимическая промышленность, а также строились газовые электростанции, картина газопотребления Туркменистана существенно изменилась. Точную цифру назвать затруднительно, так как страна традиционно ведет закрытую экономическую политику. Но, учитывая, что основные объемы добываемого газа республика экспортирует, тенденция роста внутреннего потребления не может не настораживать. Экспорт Вопрос о запасах газа в Туркмении становится все более актуальным в свете экспортных планов республики. В соответствии с долгосрочной Стратегией развития страны предусматривается доведение добычи природного газа до 240 млрд. м3 в год. Начиная с 2010-го ежегодно планируется экспортировать не менее 100 млрд. м3. Это невозможно, как уже отмечалось, без привлечения значительных инвестиций в разработку новых месторождений и введения в строй новых мощностей на действующих, а также без геолого-разведочных работ для подтверждения запасов и перевода ресурсов в доказанные запасы. Кроме того, экспортные возможности страны ограничены недостатком трубопроводных мощностей. В Туркменистане сталкиваются интересы ведущих игроков мирового энергетического рынка: России, Китая, Евросоюза, Индии, США и других. В 2006—2007 гг. Россия делала все возможное, чтобы на максимально длительный срок сохранить монополию на транзит газа из Туркмении в европейском направлении. При этом еще в 90-е годы она сделала основным рынком сбыта туркменского газа страны СНГ, в частности, Украину, где продажа газа гораздо менее прибыльна, нежели на западноевропейских рынках. Ради достижения монопольных позиций Россия повысила за последние годы закупки газа в Туркмении с 7 до 41 млрд. м3 в год. Таким образом, сегодня 88% экспорта туркменского газа (41 млрд. м3) направляется в Россию и страны ближнего зарубежья по системе газопроводов Средняя Азия — Центр (САЦ). Еще 12% (5,8 млрд. м3) своего газа Туркмения поставляет в Иран по газопроводу Корпедже — Курт-Куи. С 2007 г. в соответствии с подписанным 11 апреля 2006 г. ирано-туркменским соглашением о сотрудничестве поставки туркменского газа в Иран увеличены до 11,5 млрд. м3. Тем не менее Ашхабад в своем газовом экспорте по-прежнему практически полностью зависит от Москвы и российской газотранспортной системы. Заключенное в 2006 г. соглашение Туркмении и Китая в газовой сфере, которое предусматривает поставки туркменского газа в Поднебесную, поставило Россию в сложное положение. Как известно, в 2003 г. Газпром подписал 25-летнее соглашение с Туркменией о сотрудничестве в газовой сфере, согласно которому республика обязалась поставлять нашему газовому монополисту до 2007 г. — до 50 млрд. м3 в год, в 2008 г. — 60—70 млрд., после 2009 г. — до 80—90 млрд. м3. Другими словами, Россия выкупила у Туркменистана весь объем природного газа, который может поставляться на экспорт в западном направлении по существующим газотранспортным сетям. Однако подписанное соглашение носит рамочный характер, а конкретные объемы поставок и цена газа определяются в рамках ежегодных контрактов. Туркмения же, несмотря на значительные запасы газа, видимо, не сможет в полном объеме одновременно выполнять экспортные контракты и с Россией, и с Китаем. Для этого как минимум необходимо оперативно ввести (к 2015 г.) в строй новые месторождения, удаленные от существующей газовой инфраструктуры. Реализация туркмено - китайских договоренностей в газовой сфере ставит под угрозу долгосрочные интересы Газпрома в Туркмении. Если 30 млрд. м3 туркменского газа пойдут в Китай, это неизбежно приведет к снижению заявленных объемов поставок для ОАО «Газпром». Помимо этого, играя на заинтересованности и Китая, и Газпрома как потребителей газа, Ашхабад заявил о повышении цены на свой газ. Туркменистан готовится повысить экспортную цену в 2009 г. до среднеевропейского уровня с учетом net back, а это — свыше 200 долл. за тысячу кубометров. По некоторым данным, правительство Гурбангулы Бердымухаммедова настаивает даже на цене 250—270 долларов. Никакого значимого влияния непосредственно на Газпром повышение цены на туркменский газ пока не окажет. Это объясняется тем, что Газпром выступает посредником в закупке газа и последующей его реализации, и в первую очередь на украинском рынке. Принципиальным для российского холдинга является сам факт транспортировки газа по российской «трубе», а не ценовой вопрос. Таким образом, подорожание туркменского газа просто автоматически повысит отпускные цены для Украины. При уровне отпускных цен на туркменский газ, предположим, 210 долл. за 1 тыс. м3 Украине придется платить минимум 260—270 долл., учитывая стоимость транспортировки и торговую наценку Газпрома за поставку части объемов конечному потребителю. Украинская сторона, в свою очередь, не может иметь к Газпрому каких-либо претензий. Начав выплачивать Туркмении, Казахстану и Узбекистану более высокую цену за газ, чем сейчас, холдинг не может оставить ее для Украины без изменений, работая тем самым себе в убыток. Вместе с тем повышение цены никоим образом не отразится на европейских потребителях, поскольку Газпром и ранее продавал центрально-азиатский газ по одной цене с российским. Число потенциальных покупателей туркменского газа не ограничивается Россией и Китаем. Существует ряд альтернативных проектов, реализация которых зависит от способности Туркмении обеспечить заявленные объемы добычи и поставок. В 2004 г. был проведен международный аудит запасов газа в республике, однако результаты его до сих пор не обнародованы. Инвесторам же требуются гарантии возврата вложений. В частности, один из таких приостановленных проектов: газопровод Туркменистан — Афганистан — Пакистан (ТАП). Оператор проекта — Центрально-Азиатский газопроводный консорциум, соглашение об образовании которого было подписано в Ашхабаде в октябре 1997 года. Протяженность планируемого трубопровода составит 1464 км, включая 169 км по территории Туркменистана к границе Афганистана с газового месторождения Довлетабад, 764 км по территории Афганистана и 531 км по территории Пакистана до города Суй. Возможно продолжение трубопровода в Индию, до Дели. Диаметр трубы — 48 дюймов (1220 мм) с максимальной пропускной способностью 20 млрд. м3 газа в год. Стоимость строительства трубопровода (по оценкам конца 90-х годов) оценивается в 3 млрд. долл. и займет 2,5—3 года. Потребность Пакистана в импортном газе составляет 15—20 млрд. м3 в год. Согласно взятым на себя обязательствам Туркмения готова обеспечивать такие объемы поставок в течение 25—30 лет. Однако для существенного увеличения запасов Довлетабада оснований пока нет — у Туркменистана отсутствуют средства для значительных вложений в геологоразведку. В случае подтверждения существующих запасов (1,7 трлн. м3) и учитывая накопленную добычу, этих объемов все равно не хватит для одновременной реализации российского и пакистанского проектов. При этом российский проект имеет ряд существенных преимуществ — он выводит Туркменистан на развитый европейский рынок сбыта и имеет меньше транзитных рисков. Маловероятно, что проект газопровода ТАП в среднесрочной перспективе осуществим, однако он повышает конкуренцию за туркменский газ и дает Ашхабаду основания для торга. Другой проект экспорта туркменского газа с начала 90-х активно поддерживается США. После российско-украинского конфликта января 2006 г. о нем вновь заговорили в Европе. Это проект Транскаспийского газопровода протяженностью более 2 тыс. км по дну Каспия на глубинах до 1 км к Баку, далее через Азербайджан и Грузию до города Эрзерум (Турция) с возможным продолжением в Европу. Проектная мощность газопровода — 30 млрд. м3 газа в год. Ориентировочная стоимость проекта — не менее 6—7 млрд. долларов. Источниками газа надлежало стать месторождению Шатлык и Малайской группе, однако планируемое соглашение о разделе продукции (СРП) с Shell не было подписано. Осуществление проекта остановлено, компания-оператор ушла из Туркменистана. Полноценные источники финансирования так и не были найдены, а затем появились сведения о том, что предварительные исследования американской компании Enron показали недостаточную коммерческую эффективность этого проекта. Кроме того, Туркмения и Азербайджан так и не смогли прийти к соглашению о квотах на транспортировку. Азербайджан требовал до 50% мощности газопровода для транспортировки газа с Шах-Дениза, Туркменистан предлагал 5%. Наконец, запуск в эксплуатацию российского «Голубого потока» обеспечил избыточность газового рынка Турции. Для Азербайджана участие в Транскаспийском проекте было бы интересно лишь с точки зрения транзитной страны. Газ Шах-Дениза будет транспортироваться по газопроводу Баку — Тбилиси — Эрзерум, других экспортных проектов в республике не реализуется. Для Европы наиболее целесообразно не вкладывать огромные средства в Транскаспийский проект, связанный со множеством транспортных и коммерческих рисков, а осуществить проекты по транспортировке газа из Турции. Сейчас в начальной стадии реализации находится лишь один из них — Каракабей — Коммотини. Не в пользу газопровода Туркменистан — Азербайджан — Турция также и правовая неопределенность с разделом Каспия. Россия, Казахстан, Туркмения, Иран и Азербайджан до сих пор не договорились о принципах раздела дна Каспийского моря, что делает проект Транскаспийского газопровода крайне уязвимым и с политической точки зрения. Таким образом, Туркменистан, газовая отрасль которого остро нуждается в инвестициях, в ближайшее время не сможет реализовать ни один из альтернативных проектов по экспорту газа. В регионе идет сложная игра, в которой Газпром стремится максимально развить свое присутствие в газовой сфере государств Центральной Азии в целом и в туркменской газовой отрасли в частности. Взаимное притяжение И все же главная проблема Туркменистана — неподтвержденность газовых запасов. Без этого не могут быть осуществлены ни добывающие, ни транспортные проекты. В том числе реконструкция САЦ, строительство Прикаспийского газопровода, а также нового экспортного трубопровода в обход России. Собственных средств на то, чтобы перевести имеющиеся ресурсы в доказанные запасы, у Ашхабада нет — нужно бурить много разведочных скважин, причем по большей части на шельфе. Это серьезный риск и для иностранных инвесторов. А наращивание объемов добычи природного газа в Туркменистане и соответственно экспортного потенциала страны по поставкам углеводородного сырья на зарубежные рынки во многом зависит от иностранных капиталовложений. Туркмения, обладающая значительными запасами природного газа, в настоящий момент в его экспорте практически полностью зависит от Газпрома (кроме поставок в Иран). Предыдущий президент страны Сапармурат Ниязов это понимал и старался диверсифицировать импорт своего газа, получить как можно больше средств от его сбыта. На рассмотрении были также проекты по экспорту в Европу в обход России и в Индию и Пакистан. В свою очередь, России выгодно продолжать монопольно контролировать экспорт газа из Туркмении. Для нее заманчиво и участие во всех проектах экспорта газа из центрально-азиатской страны, так как это еще более усилит контроль над распределением газовых потоков. И со сменой в Туркменистане руководства у России появилась возможность этого добиться. Координация направления экспорта газа в долгосрочной перспективе выгодна и Туркмении, позволяя избегать ненужной конкуренции между поставщиками и максимизировать цену продажи газа. Если России удастся найти общий язык с новым руководством Туркмении, они смогут выработать выгодную обеим сторонам долгосрочную стратегию распределения энергоресурсов своих стран, предусматривающую превращение Туркменистана в центр газодобычи с поставкой его во все центры энергопотребления Евразии — Европу, Россию, Китай и Индию. Если Россия и Туркмения скоординируют свои действия в этом вопросе, это позволит им избежать ненужной конкуренции за рынки сбыта, выступать перед покупателями с единой позицией. Положение Газпрома в Туркменистане в настоящее время наиболее предпочтительно по сравнению с другими импортерами. Нынешняя ставка Газпрома на туркменский газ, с одной стороны, оправдана. Компания стремится реализовать свои амбициозные планы по увеличению экспорта, не осуществляя масштабных проектов в России, которые требуют собственных крупных инвестиций. Бытует мнение, что российские ресурсы осваивать никогда не поздно, а в случае ухода Газпрома со среднеазиатского газового рынка Россия утратит как экономическое, так и политическое влияние в регионе. С другой стороны, импорт туркменского газа связан со многими рисками. В российском холдинге принимают меры к их минимизации, расширяя сотрудничество в газовой сфере с Казахстаном и Узбекистаном. Тем не менее дальнейшее затягивание освоения новых газоносных провинций в России в комплексе с расширением газотранспортной системы будет оказывать отрицательное влияние на газовую отрасль России и экономику страны в целом.
Очередной рекорд цены на нефть на мировых торговых площадках был зафиксирован сегодня вечером (01/08/2007). Так, максимальное значение цены на Light Sweet в Нью-Йорке достигло абсолютного рекорда в 78,77 долл./барр. Напомним, максимальное значение официальной цены на нефть марки Light Sweet было зафиксировано на уровне 78,30 долл./барр. 7 августа 2006г. В Лондоне котировки Brent снижаются, оставаясь при этом на достаточно высоком уровне, в течение сегодняшних торгов они достигали 77,16 долл./барр., что меньше максимума, зафиксированного 31 июля 2007г., - 77,18 долл./барр. По состоянию на 19:50 мск цены по сделкам с нефтяными фьючерсами составляли (долл./барр.): - Light, Sweet Crude Oil (сентябрь) - 78,34 (+0,13) при диапазоне котировок 77,45-78,77; - IPE e-Brent Crude (сентябрь) - 76,54 (-0,51) при диапазоне котировок 76,12-77,16. Резкое повышение нефтяных цен было зафиксировано и по итогам торгов 31 июля, однако в течение сегодняшнего дня котировки как Brent, так и Light Sweet в основном демонстрировали снижение в преддверии публикации доклада Минэнергетики США о состоянии рынка нефти в стране. Согласно опубликованным данным, зафиксировано значительное сокращение запасов сырой нефти у основного мирового потребителя энергоресурсов. Так, по состоянию на 27 июля с.г. запасы сырой нефти в США сократились на 6,5 млн барр. и достигли 344,5 млн барр. При этом запасы бензина выросли на 0,6 млн барр. - до 204,7 млн барр., что ниже уровня прошлого года на 2,9%. На рынок нефти, кроме того, оказывает влияние предстоящая в начале сентября 2007г. встреча ОПЕК в Вене. Представители картеля делают противоречивые заявления о судьбе квот на добычу нефти, что не может не держать в напряжении игроков нефтяного рынка. В минувший понедельник, 30 июля, генеральный секретарь ОПЕК Абдулла Аль-Бадри заявил, что текущие цены на нефть примерно на 7 долл. превышают ее реальную рыночную стоимость, и это обусловлено опасениями по поводу безопасности поставок. При этом он отметил, Организация стран – экспортеров нефти не планирует вводить официальный коридор цен на черное золото . По словам А.Аль-Бадри, ОПЕК устроит, если цена нефти не упадет ниже 50 долл., однако подчеркнул, что цена выше 80 долл. не удовлетворяет организацию.
Материалы совещания энергоаудиторов повопросам проведения энергетическихобследований организаций холдинга рао. Програма малих грантів представництвосвітового банку в україні 2003 рік вимогидо оформлення заявок про програму малихгрантів. На пороге каменного века. Новая страница 1. Журнал световых решений. Главная -> Экология 
|