улучшение рыночных условий таким способом, чтобы больше поставщиков имели доступ к европейскому рыкну, что означало бы улучшение инфраструктуры снабжения, в частности в сфере природного газа.
Понятно, что много европейских государств стремятся быть менее зависимыми от России и хотят иметь доступ к газоснабжениям других стран-газопроизводителей. Невзирая на вышеупомянутые национальные расхождения интересов в Европе, очевидно, что общие интересы должны быть основой для формирования общей политики.
На сегодняшний день вопрос снабжений природного газа стоит остро и более проблематично. Европа импортирует через трубопроводы 80% потребностей природного газа, и только 20% через портовые комплексы сжиженоного газа. В отличие от танкерной транспортировки, транспортировки, через трубопроводы не характеризуется ни гибкостью, ни конкурентностью. Долгосрочные контракты с привязкой к цене на нефть замещают конкурентный рынок, где цена балансирует между спросом и предложением. Высокостоимостные инвестиции в трубопроводы, которые должны отработать по меньшей мере 20 лет, чтобы погасить затраты на их строительство, создают двустороннюю монополию между производителем и потребителем [20].
В итоге - общая но не симметричная зависимость. Если Россия перекроет снабжение природного газа на неделю, это произведет панику на потребительском рынке. Если страны-потребители не будут платить неделю за потребление газа, Россия вряд ли обратит на это внимание. Такая асимметрия дает России возможность играть европейской зависимостью. Зависимость чрезвычайно большая, ввиду того факта, что инфраструктура не позволяет переправлять газ в восточно- и центральноевропейские страны в случае, если Россия прекратит снабжение, например, из Северной Африки и Ближнего Востока, даже если страны-поставщики из этих регионов готовы были бы предоставить необходимые объемы газа. Теоретически, существуют альтернативы России. Иран и Катар вместе взятые содержат больше газовых запасов, чем Россия, и имеют больший потенциал для увеличения объемов производства с меньшим уровнем инвестирования. Европа, как наибольший рынок импорта природного газа в мире не только на сегодня, но и состоянием до 2030 г., должна иметь возможность импортировать газ от всех больших поставщиков, которые расположены не дальше, чем западная Сибирь. Реализация этого не только нуждается в транспортной инфраструктуре, которая соединит поставщиков с Европой, но и улучшение транспортной инфраструктуры внутри Европы.
Специфика европейского газового рынка в настоящее время такова, что, выходя на конечного потребителя, поставщик зачастую начинает конкурировать со своим же газом, поставляемым в рамках ранее подписанных контрактов, т.е. это не увеличение рынка сбыта. Соответственно, следует очень серьезно взвесить риск замены надежного крупного покупателя на нового партнера и, естественно, оценить экономическую эффективность таких поставок. Пока в большинстве случаев конечные потребители не готовы платить премию за доступ к ресурсам. Наоборот, они, как правило, хотят получать скидки для того, чтобы иметь более выгодные условия закупки газа.
Исходя из всего этого именно проекты по развитию транснациональной Евроазиатской газотранспортной системы с участием России а именно ОАО «Газпром» являются стратегически важными и необходимыми в первую очередь для стран Европы. К таким проектам относятся: газопровод «Ямал - Европа»; газопровод «Голубой поток»; газопровод «Северный поток»; газопровод «Южный поток» [24].
Прежде всего, рассмотрим проект поставок газа в Европу с территории п-ва Ямал, посредством газопровода «Ямал - Европа». Транснациональный газопровод «Ямал - Европа» проходит по территории четырех стран - России, Белоруссии, Польши, Германии. В настоящее время общая протяженность газопровода составляет более 2 тыс. км. Здесь действуют 14 компрессорных станций, из которых на территории России находятся 3, в Белоруссии и Польше - по 5, в Германии - 1 (рис. 3.1).
Рис. 3.1. Схема газопровода «Ямал - Европа»
Строительство газопровода началось в 1994 году в приграничных районах Германии и Польши, и уже в 1996 году первые участки магистрали были введены в эксплуатацию. В Германии проект осуществляло совместное предприятие «Газпрома» и компании Wintershall Holding - WINGAS. Российский газ поступает на компрессорную станцию «Мальнов», находящуюся вблизи немецко-польской границы. Польский участок газопровода сооружало совместное предприятие с участием «Газпрома» и польской государственной нефтегазовой компании PGNiG - EuRoPol GAZ. «Газпром» является единственным инвестором и собственником белорусского участка газопровода. После введения в строй в 2006 году последней КС газопровод «Ямал - Европа» вышел на проектную мощность - 33 млрд куб. м в год
Газопровод «Северный поток (Nord Stream) - газопровод от России к Германии, первая ветвь которого уже построена (рис. 3.2.). Термин «Северный поток» часто употребляются в отношении к части этого газопровода между Виборгом и Грайфсвальдом. Прокладка трубопровода начата в апреле 2010 года. В сентябре 2011 года начато заполнение технологическим газом первой из двух нитей, первые снабжения газа начались 8 ноября 2011 года.
Рис. 3.2. Схема газопровода «Северный поток»
Проектная мощность первой ветви морского газопровода «Северный поток» составила 27 млрд кубометров, после планируемой достройки второй ветви увеличится до 55 млрд кубометров. Магистральный газопровод «Северный поток» через Балтийское море соединил Россию и Евросоюз, и стал важным фактором энергобезопасности Европы. Газопровод непосредственно проходит по территорией России, Швеции, Дании и Германии. Его длина составила около 1,2 тыс. км [15].
Суммарные инвестиции в проект морской части ПЕГ составили 7,4 млрд долларов. В данный момент проводятся дополнительные исследования всей трассы газопровода и страны-участницы обмениваются информацией о проекте. Проложенный по дну Балтийского моря газопровод «Северный поток» впервые обеспечит прямыеп оставки российского природного газа в Западную Европу. Оператор газопровода - швейцарская компания Nord Stream, 51% которой принадлежит ОАО «Газпрому», по 15,5% - немецким Basf/wintershall и E.ON Ruhgas, еще по 9% - нидерландской Gasunie и французской GDF Suez. По оценке экспертом газопровод «Северный поток» окупится через 14-15 лет при условиях полной загрузки трубы.
Один из самых сложных и дискуссионных проектов ОАО «Газпрома» является проект газопровода «Южный поток» (South Stream) - русско-итальянский проект системы газопроводов, которая должна пройти по дну Черного моря из Новороссийска в болгарский порт Варну (или в Румынию) и дальше через Балканский полуостров в Италию и Австрию. «Южный поток» создается для диверсификации поставок российского природного газа в Европу и снижение зависимости поставщиков и покупателей от стран-транзитеров, в частности от Украины и Турции. «Южный поток» считается конкурентом проектом газопровода «Набукко» в обход России, от участия в котором Газпром, очевидно, откажется, ставя этот проект перед проблемой незагруженности [2].
Первый рамочный меморандум о проектировании и строительстве «Южного потока» был подписано 23 июня 2007 года ОАО «Газпром» и итальянским нефтегазовым концерном «Eni». К проекту «Южный поток» могут присоединиться другие участники, но их участие будет касаться лишь наземной сети газогонов. Та же часть, которая пройдет по дну Черного моря будет принадлежать «Газпрому» и «ENI» в равных долях - 50% на 50%.
Общая длина черноморского участка составит около 900 км, а максимальная глубина больше 2 км. Пропускная способность нового газопровода должна составить 47-63 млрд. м куб. в год. Для наземного участка от Болгарии рассматриваются два возможных маршрута - один на северо-запад, другой - на юго-запад. Пока определены исходная и конечная точки - это Россия и Италия, и Австрия, как вариант. Сырьевой базой «Южного потока» является газ из газотранспортной системы России, а ресурсной базой - российский газ из Центральной Азии и Казахстана. Относительно наземного маршрута, юго-западную ветвь планируется проложить через Грецию, откуда она пройдет через Ионическое море к Италии. Северо-западная ветвь по плану должна была пройти в Италию с ответвлением в Австрию. Как транзитные страны сначала рассматривались Румыния, Венгрия и Словения. Альтернативные маршруты могут пройти через Сербию и Хорватию (рис. 3.3).
Рис. 3.3. Схема газопровода «Южный поток»
сентября 2011 ОАО «Газпром», немецкие BASF, французская EDF и итальянская ENI, подписали акционерное соглашение относительно «Южного потока». Документ подписан в рамках международного инвестиционного форума в Сочи. ОАО «Газпром» является наибольшим акционером «Южного потока» с частью 50%. Немецким BASF и французской EDF принадлежат по 15%, а часть итальянской ENI в сравнении с начальной уменьшилась до 20%.
Введение в эксплуатацию газопровода намеченный на декабря 2015 года (мощность прокачки 15,75 млрд. м куб. газа в год), выход на проектную мощность (63 млрд. кубометров) запланирован на 2018 год. Для реализации проекта уже подписаны межправительственные соглашения с Болгарией, Сербией, Венгрией, Грецией, Словенией, Хорватией и Австрией. Предусматривается, что газопровод «Южный поток» будет состоять из четырех нитей по 15,75 млрд. м куб кубометров каждая. Первая нить должна быть введена в эксплуатацию 30 декабря 2015 года. Предусмотрено введение по одной нити на год. Стоимость строительства морского участка газопровода ориентировочно составит около 15,5 млрд. евро. Наземного в 5 раз больше [29].
Еще одним проектом ОАО «Газпрома» в Европе является газопровод «Голубой поток». Он является уникальным объектом, так как значительная часть его трассы проходит по дну Черного моря, местами, на глубине 2150 м. Кроме того, при разработке проекта следовало учесть наличие большой концентрации сероводорода в придонной области акватории Черного моря. Поэтому, для нейтрализации воздействия агрессивной среды были применены трубы из коррозионностойких материалов, диаметром 610 мм. Дополнительно трубопровод имеет полимерное покрытие с внутренней и внешней стороны. Трасса газопровода «Голубой поток» насчитывает два сухопутных и один морской участок, общая длина которых 1213 км. Объём инвестиций - 3,2 миллиардов долларов []7.
Для прокладки морской части газопровода, было создано совместное российско-итальянское предприятие Blue Stream Pipeline Company B.V. (акционеры ОАО «Газпром» и Eni). Стоимость этого участка 1,7 млрд. долл. Техническое оснащение для укладки трубопровода по дну моря обеспечивалось итальянской компанией Eni, владеющей несколькими судами - трубоукладчиками и имеющей большой опыт подобных работ.
Со стороны РФ проложено 373 км трубопровода (г. Изобильный, Ставропольский край - пос. Архипо Осиповка, Краснодарский край), владелец и оператор трассы ОАО «Газпром». Через акваторию Черного моря длина газопровода 396 км (станции «Береговая», Россия - «Дурусу», Турция), владелец компания Blue Stream Pipeline Company B.V. По территории Турции проходит 444 км магистрали (г. Самсун - г. Анкара), владелец и оператор национальная компания «Боташ» (Botash) [34].
Несмотря на большую протяженность морского участка, объект не имеет станций подкачки. Для обеспечения требуемых параметров газа на турецкой стороне, давление входного газа на компрессорной станции «Береговая», поддерживается 250 атм., при этом ее мощность около 150 МВт. Всего на трассе, со стороны России, построено 3 станции, общей мощностью 310 МВт.
Начальный сухопутный участок газопровода, до выхода на побережье моря, проходил через Кавказские горы. На протяжении 60 - ти километровой зоны строителям пришлось преодолеть 21 хребет, более 30 зон тектонических разломов и столько же мест оползней. Для уменьшения рисков, связанных с возможной аварийностью на трассе, под хребтами Кобыла и Безымянный были проложены три тоннеля общей длиной 3266 м. Для оснащения объекта применялись трубы диаметром 1400 мм (равнинные участки) и 1200 мм (в горах).
Газопровод «Голубой поток» является еще одним коридором, по которому природный газ российских месторождений поступает турецким потребителям, однако, этот проект обеспечивает прямые поставки, без посредников, в отличие от ранее проложенного маршрута через границы Украины, Молдавии, Румынии и Болгарии, что является экономически более выгодным вариантом.
4. Ближневосточное сотрудничество ОАО «Газпром»
Для поддержания добычи газа на требуемом уровне «Газпрому» необходимо осваивать новые месторождения в таких регионах, как, например, полуостров Ямал и акватории арктических морей. Эти районы характеризуются чрезвычайно сложными климатическими и горно-геологическими условиями. Себестоимость добычи газа в них гораздо выше, чем в других регионах.
Поэтому для повышения эффективности торговых операций «Газпром» стремится использовать в своем экспортном портфеле природный газ центральноазиатского происхождения.
Сотрудничество «Газпрома» с центральноазиатскими производителями газа началось в 2001 году и включает в себя: закупки и организацию транзита газа через территории центральноазиатских государств, разведку и добычу газа, его переработку на российских газоперерабатывающих мощностях, а также создание и приобретение объектов топливно-энергетической инфраструктуры на территории стран Центральной Азии.
В 2011 году Группой «Газпром» приобретено 33,8 млрд куб. м среднеазиатского газа, в том числе 11,5 млрд куб. м в Туркменистане, 10,4 млрд куб. м в Узбекистане и 11,9 млрд куб. м в Казахстане. С 2011 года начались закупки азербайджанского газа. По итогам года их объем составил 1,5 млрд куб. м.
В рамках ближневосточного сотрудничества наиболее перспективными проектами являются газопровод «Средняя Азия - Центр» и Прикспийский газопровод [34]
Газопровод «Средняя Азия - Центр» был построен в конце 60-х гг. прошлого века. Сейчас остается единственным экспортным выходом на Европу для Туркмении. Общая протяженность системы газопроводов на территории Туркменистана составляет 3940 км. Общая протяженность сети газопроводов по территории Казахстана более 9 тыс. км. (рис. 4.1).
Прикаспийский трубопровод, вероятно, пройдет в коридоре существующего, проложенного по западу Туркмении трубопровода «Средняя Азия - Центр-3». Эта ветка является самой новой частью газопровода «Средняя Азия - Центр». В 2006 году существующий трубопровод обеспечил перекачку 400 млн кубических метров газа. По мнению главы «Газпрома», с учетом ускоренного освоения углеводородных ресурсов на западе Туркмении, «этот трубопровод необходимо повторить в современном варианте». 360 км трубы Прикаспийского трубопровода планируется провести по территории Туркмении, а еще 150 км - по Казахстану. Ранее стоимость этого проекта оценивалась в сумму свыше $1 млрд при пропускной способности не менее 30 млрд куб. м газа в год.
Рис. 4.1. Схема проекта Прикаспийского газопровода и газопровода «Средняя Азия - Центр»
Говоря об Азиатском векторе международных связей ОАО «Госпром» следует отметить тесное сотрудничество с казахскими партнерами. На сегодняшний день наибольший уровень интеграции в восточном регионе достигнут «Газпромом» с национальной холдинговой компанией Казахстана - АО НК «КазМунайГаз». В соответствии с межправительственным российско-казахстанским соглашением о сотрудничестве в газовой отрасли от 28 ноября 2001 года «Газпром» и «КазМунайГаз» в июне 2002 года создали на паритетных началах и зарегистрировали в Республике Казахстан совместное предприятие «КазРосГаз» для закупки и маркетинга природного газа, его переработки на ГПЗ России и других видов деятельности [6].
В ноябре 2005 года между ОАО «Газпром» и АО «Интергаз Центральная Азия» (газотранспортная организация НК «КазМунайГаз») был подписан пакет среднесрочных контрактов на транспортировку российского и среднеазиатского природного газа по территории Казахстана на 2006-2010 годы с использованием газотранспортных систем «Средняя Азия - Центр» (САЦ) и «Бухара-Урал». В январе 2011 года эти контракты были продлены на 2011-2015 годы.
В июле 2006 года Президенты Казахстана и России подписали совместную Декларацию о развитии долгосрочного сотрудничества в области переработки и реализации газа Карачаганакского газоконденсатного месторождения (ГКМ). 3 октября 2006 года между правительствами России и Казахстана подписано Соглашение о сотрудничестве в создании хозяйственного общества на базе Оренбургского газоперерабатывающего завода (ГПЗ). В развитие положений этого документа 31 мая 2007 года ОАО «Газпром» и АО «Национальная компания «КазМунайГаз» подписали Соглашение об основных принципах создания и участия в совместном предприятии (СП) на базе Оренбургского ГПЗ. Основным видом деятельности СП является оказание услуг по переработке углеводородного сырья Оренбургской области и Карачаганакского месторождения на условиях процессинга. Создание СП на базе Оренбургского ГПЗ, а также увеличение объемов переработки газа Карачаганака до 16 млрд куб. м ежегодно, обеспечат полную загрузку всех действующих и вновь вводимых модернизированных мощностей ГПЗ на длительную перспективу. Основные объемы переработанного газа будут направляться на внутренний рынок Казахстана, а оставшаяся часть - реализовываться по экспортным контрактам.
В 2008 году по итогам бурения ООО «ЦентрКаспнефтегаз» (совместное предприятие ОАО «Газпром» и ОАО «НК «Лукойл») на структуре Центральная открыто месторождение, получившее название «Центральное», с суммарными извлекаемыми ресурсами 101,4 млн т нефти, 7,5 млн т конденсата и 162,1 млрд куб. м свободного и растворенного газа [5].
В соответствии с Совместным заявлением президентов России и Казахстана от 19 декабря 2008 года ведется работа по согласованию подготовленных ООО «ЦентрКаспнефтегаз» проектов Соглашения о разделе продукции и учредительных документов по созданию совместного предприятия, в котором интересы российской стороны будет представлять ООО «ЦентрКаспнефтегаз», а казахстанской - АО «НК «КазМунайГаз».
В сентябре 2010 года Россия и Казахстан подписали межправительственное соглашение о совместной деятельности по геологическому изучению и разведке трансграничного Имашевского газоконденсатного месторождения, в соответствии с которым ОАО «Газпром» определено уполномоченной организацией с российской стороны, а с казахской - АО НК «КазМунайГаз». Российская часть данного месторождения находится в нераспределенном фонде недр. Для определения недропользователя с российской стороны необходимо провести аукцион на получение лицензии на право пользования недрами.
Что касается проектов ОАО «Газпром» в Узбекистане, то отметим, что основы стратегического сотрудничества в газовой сфере «Газпрома» и национальной холдинговой компании «Узбекнефтегаз» были закреплены в 2002 года в рамках Соглашения, которое предусматривает участие ОАО «Газпром» в проектах в области добычи природного газа на территории Узбекистана на условиях СРП, с середины 2004 года ОАО «Газпром» на условиях СРП участвует в восстановлении добычи газа на месторождении «Шахпахты». Общее количество добытого газа за период с августа 2004 года по май 2012 года составляет около 2 млрд куб. м.
В сентябре 2005 года ОАО «Газпром» и АК «Узтрансгаз» (субхолдинг НХК «Узбекнефтегаз») подписали Среднесрочное соглашение на транспортировку среднеазиатского, прежде всего туркменского, природного газа через территорию Узбекистана на период 2006-2010 годов. В конце 2010 года стороны подписали Соглашение о транспортировке природного газа через территорию Республики на 2011-2012 годы.
В январе 2006 года ОАО «Газпром» и НХК «Узбекнефтегаз» подписали Соглашение об основных принципах проведения геологического изучения недр инвестиционных блоков Устюртского региона Республики Узбекистан с последующей разработкой выявленных месторождений нефти и газа на условиях СРП. В соответствии с документом российская сторона разработала и реализует поэтапную программу геологоразведочных работ на инвестиционных блоках Устюртского региона и, в случае открытия месторождений, будет иметь исключительное право на участие в переговорах с Республикой Узбекистан по их освоению на условиях соглашения о разделе продукции (СРП).
Пилотным проектом «Газпрома» в области добычи газа на территории Узбекистана стало восстановление месторождения «Шахпахты». Это сотрудничество развивается на условиях СРП. (рис. 4.2.). Следующим этапом может стать разработка более крупного проекта по разведке и добыче газа в Устюртском регионе Узбекистана. В мае 2009 года на плато Устюрт было открыто месторождение природного газа «Джел». После завершения геологоразведочных работ «Газпром» имеет исключительное право на участие в переговорах с Республикой Узбекистан по освоению выявленных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (СРП).
Рис. 4.2. Месторождения Узбекистана разрабатываемые ОАО «Газпром».
В мае 2009 года на плато Устюрт было открыто газовое месторождение «Джел»
Российско-туркменские отношения в газовой сфере строятся на базе долгосрочного двустороннего Соглашения о сотрудничестве в этой отрасли, которое было подписано в 2003 году, сроком действия на 25 лет. В рамках Соглашения дочернее предприятие «Газпрома» - ООО «Газпром экспорт» и ГТК «Туркменнефтегаз» заключили долгосрочный контракт купли-продажи туркменского природного газа. Поставки туркменского газа осуществляются через систему транзитных газопроводов «Средняя Азия - Центр», проходящих через территории Узбекистана, Казахстана и России. В соответствии с межправительственными соглашениями «Газпром» выполняет функции оператора транзита туркменского газа по территориям Узбекистана и Казахстана. В декабре 2009 года подписаны дополнения и изменения к долгосрочному контракту купли-продажи газа между ООО «Газпром экспорт» и ГК «Туркменгаз» и с начала 2010 года возобновились поставки туркменского газа, приостановленные из-за аварии на газопроводе «Средняя Азия - Центр», произошедшей на территории Туркменистана [14].
В последнее время все большее значение приобретает киргизский вектор внешней деятельности ОАО «Газпром». В Киргизстане месторождения нефти, газоконденсата и природного газа, находятся в Ферганской нефтегазоносной области: 7 нефтяных, 4 газонефтяных, 2 газовых и 1 нефтеконденсатное. Общие разведаны геологические запасы нефти оцениваются в 98 млн т., добывающие запасы при современной технологии - 13,3 млн т. Разведаны запасы газа - 7,6 млрд м3. Запасы большинства месторождений небольшие. Основные запасы нефти приурочены к отложениям палеогена, газа, - к породам юры и мела. Производительные залежи залегают на глубинах 500-3700 м. Суммарные прогнозные ресурсы углеводородов Кыргызстана оцениваются в 500 млн т. условного топлива. Общий эксплуатационный фонд составляет свыше 300 скважин. Основной объем нефти добывается глубинно насосным способом. Месторождения разрабатываются методом искусственной поддержки пластового давления путем их заводнення. В начале ХХІ ст. государственная нефтегазовая компания AТ Киргизнефтегаз (Kyrgyzneftegaz), - основной продуцент углеводородов, - идентифицировала 15 новых нефтяных и газовых полей в южном Киргизстане с резервами 1.6 млн т нефти и 4.9 млрд м.куб. газа. По территории Киргизии проходять газопроводы Бухара - Ташкент - Бишкек - Алма-Ата и Майли-Сай - Джалал-Абад - Наказание-Суу - Ош.
В мае 2003 года ОАО «Газпром» и Правительство Киргизской Республики подписали долгосрочное Соглашение о сотрудничестве в газовой отрасли сроком на 25 лет. В январе 2006 года ОАО «Газпром» и Правительство Киргизской Республики подписали Меморандум о намерениях по созданию совместного российско-киргизского предприятия в нефтегазовой отрасли. В мае 2007 года в целях создания основы для деятельности СП ОАО «Газпром» и Правительство Киргизской Республики подписали Соглашение об общих принципах проведения геологического изучения недр, в рамках которого Общество в 2008 году получило лицензии на геологическое изучение Кугартской площади и IV участка «Восточного Майлису». В июле 2008 года была утверждена поэтапная Программа геологического изучения недр, а в декабре 2008 года «Газпром» завершил разработку проектов геологопоисковых работ на этих площадях. В октябре 2008 года ОАО «Газпром» и Правительство Киргизской Республики подписали Меморандум о взаимопонимании по вопросу развития сотрудничества в рамках приватизации части государственного пакета акций ОАО «Кыргызгаз». В феврале 2011 года ОАО «Газпром» и Правительство Киргизской Республики подписали два протокола по вопросам возобновления и организации дальнейшего развития сотрудничества (в рамках Соглашения от 14 мая 2007 года и в рамках Меморандума от 8 октября 2008 года) [6].
Кроме того перспективными также считаются проекты ОАО «Газпром» в Таджикистане. Взаимодействие между Правительством Республики Таджикистан и ОАО «Газпром» регулируется долгосрочным (до 2028 года) Соглашением о стратегическом сотрудничестве в газовой отрасли от 15 мая 2003 года. В июне 2008 года ОАО «Газпром» и правительство Таджикистана подписали Соглашение об общих принципах проведения геологического изучения недр на нефтегазоперспективных площадях Республики Таджикистан («Рейган», «Саргазон», «Сарикамыш», «Западный Шоамбары»). Оператором проектов «Газпрома» в Таджикистане является дочернее предприятие «Газпрома» ЗАО «Газпром зарубежнефтегаз». В настоящее время завершены геологоразведочные работы на лицензионных площадях «Саргазон» и «Ренган». Рассмотрены полученные результаты и принято решение о прекращении права пользования указанными площадями в связи с высокими геологическими и технико-экономическими рисками их освоения. Ведутся вышкомонтажные работы на лицензионной площади «Сарикамыш» (структура «Шахринав»).
Среди прочих зарубежных проектов Азиатского направления следует отметить разработку ОАО «Газпром» шельфа Индии и шельфа Вьетнама, а также совместные проекты в Ираке.
В конце 2009 года консорциум в составе ОАО «Газпром нефть», Kogas (Корея), Petronas (Малайзия), ТРАО (Турция) признан победителем тендера, проведенного правительством Ирака, на разработку месторождения Басра, расположенного на территории провинции Вассит на востоке страны. Доля участия «Газпром нефти» в проекте в качестве оператора составляет 30%, Kogas - 22,5%, Petronas - 15%, ТРАО - 7,5%. Доля иракского правительства, которое представлено в проекте Иракской геологоразведочной компанией (Oil Exploration Company, OEC) - 25%. В феврале 2012 года «Газпром нефть» получила от иракского правительства одобрение на заключение EPC-контракта (Еngineering, Рrocurement and Сonstruction) для строительства центрального пункта сбора и подготовки на Бадре (рис. 4.3.).
Рис. 4.2. Схема месторождений в Ираке, разрабатываемых с участием ОАО «Газпром»
По предварительным оценкам, геологические запасы Бадры составляют 3 млрд баррелей нефти. Проект разработки месторождения Бадра рассчитан на 20 лет с возможной пролонгацией на 5 лет. Расчетный объем капиталовложений составляет порядка 2 млрд долларов. По условиям контракта, инвесторам будут возмещены понесенные затраты и выплачено вознаграждение в размере 5,5 долларов за баррель добытого нефтяного эквивалента. Начало добычи на месторождении запланировано на 2013 год, а к 2017 году объем производства должен достичь 170 тыс. баррелей нефти в сутки (порядка 8,5 млн тонн в год) и сохраняться на этом уровне в течение 7 лет. Всего на месторождении предполагается пробурить 17 эксплуатационных и 5 нагнетательных скважин.
Крупнейшей государственной компанией Индии по доказанным запасам и производству углеводородов является «Индийская Нефтегазовая Корпорация» (ONGC Group). Ведущая газотранспортная и газораспределительная компания - «Газовое управление Индии» (GAIL). 3 октября 2000 года ОАО «Газпром» и GAIL заключили Соглашение о разделе продукции по Блоку №26 в Бенгальском заливе с Правительством Республики Индия. Соглашение предусматривает выполнение поисковых и геологоразведочных работ, добычу и реализацию углеводородов. 3 декабря 2004 года ОАО «Газпром» и GAIL подписали Соглашение о стратегическом сотрудничестве. В соответствии с документом основными направлениями сотрудничества являются изучение и реализация проектов поставок природного газа в Индию, а также активизация совместной работы по Блоку NEC-OSN-97/1 (№26), расположенному на континентальном шельфе Индии в северной части Бенгальского залива. Соглашение также предусматривает взаимодействие компаний в нефтяном секторе. 21 февраля 2005 года в Москве ОАО «Газпром» и ONGC Group подписали Меморандум о взаимопонимании [5].
В настоящее время доля Группы «Газпром» в проекте - 100%. Оценка суммарных ресурсов - 375 млн т у. т.
В 2007 году закончено строительство скважины NEC-FA-5 глубиной 4338 м с использованием буровой установки «Гэлэкси Дриллер». В пределах перспективной площади FA-5 выявлены комбинированные литолого-стратиграфические ловушки. Принято решение о переходе к III фазе Программы поисково-разведочных работ (сейсморазведочные работы 2 D в пределах западной части блока; бурение одной поисково-оценочной скважины NEC-W-1).
В 2012 году ОАО «Газпром» заключило сделку с Petrobangla ОАО «Газпром» подписало контракты с тремя дочерними предприятиями государственной компании Бангладеш, Bangladesh Mineral Oil & Gas Corporation (Petrobangla), на бурение 10 скважин на территории страны. Общая стоимость сделок составляет 193,5 млн долларов. По условиям соглашения ОАО «Газпром» осуществит бурение эксплуатационных скважин на месторождениях Титас, Рашидпур, Семутанг, Бегумгандж, Шрикаил и Шахбазпур. Кроме того, по имеющимся сведениям, ОАО «Газпром» оплатит 5% общей стоимости бурения, в качестве гарантии исполнения обязательств и пробурит скважины на условиях сдачи «под ключ» в течение 20 месяцев с даты открытия аккредитива. Прогнозируется, что эксплуатация этих скважин позволит Бангладеш увеличить объем добычи природного газа на 250 млн куб. футов в сутки, что эквивалентно 12% текущего объема добычи газа в стране. Эта сделка поможет ОАО «Газпром» получить долю на рынке природного газа Бангладеш и открыть новые возможности для усиления своих позиций путем участия в конкурсах на получение новых участков в рамках следующего раунда лицензирования.
Заключение
ОАО «Газпром» - глобальная энергетическая компания. Основные направления деятельности - геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация газа, газового конденсата, нефти, а также производство и сбыт тепло- и электроэнергии. ОАО «Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет около 18 процентов, в российских - около 72 процентов. «Газпрому» принадлежат магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России.
Газотранспортная система ОАО «Газпром» является крупнейшей в мире системой транспортировки газа. Ее протяженность составляет более 150 тыс. км. В нее входят 264 компрессорные станции, общая мощность газоперекачивающих агрегатов − 43,8 млн кВт. Пропускная способность ЕСГ в настоящее время составляет около 600 млрд м3. Доходы России от экспорта газа за январь-октябрь 2004 г. увеличились на 2,5% по сравнению с аналогичным периодом 2003 г. − до 16,722 млрд долл. При этом объем экспорта газа в дальнее зарубежье составил 119,4 млрд м3, в страны СНГ − 29,3 млрд м3. ООО «Газэкспорт» (дочерняя компания ОАО «Газпром», экспортирующая газ российского холдинга) за 10 месяцев 2004 г. увеличило экспорт газа на 11,8% по сравнению с аналогичным периодом 2003 г. − до 127,24 млрд м3. В частности, экспорт в дальнее зарубежье вырос на 8,2% и составил 122,12 млрд м3 газа (против 112,82 млрд м3 годом ранее). Экспорт газа в страны ближнего зарубежья вырос в 5,38 раза − до 4,63 млрд м3. Экспорт в Восточную Европу снизился на 6,3% − до 34,85 млрд м3.
Основным рынком сбыта газа остаются страны Западной Европы, включая Турцию. Завершен длительный период разногласий с Турцией по проекту «Голубой поток». Найден разумный компромисс, который отвечает интересам обеих сторон: для России − обеспечение своих интересов на европейскомгазовом рынке до 2010 г. на условиях «бери или плати», в то же время для Турции − надежность и безопасность поставок природного газа на длительную перспективу. Объем поставок в страны Западной Европы составил 89,3 млрд м3. Однако по-прежнему стагнирует потребление в странах Восточной и Центральной Европы. Объем наших экспортных поставок на эти рынки в 2003 г. составил 43,3 млрд м3. 4) ОАО «Газпром» создал довольно разветвленную инфраструктурную базу за рубежом в виде газопроводов и подземных хранилищ, а также организационную составляющую в виде совместных предприятий, которые способны работать на либерализованном рынке, увеличивать долю экспортных поставок в форме краткосрочных контрактов и спотовых продаж. В частности, сейчас постепенно осваивается британский рынок. Но при этом сохраняется стратегическая основа газотранспортного бизнеса − долгосрочные контракты. Вместе с тем проводится работа и по выходу на конечного потребителя. Первичным в подобных проектах является принцип коммерческой эффективности и рыночной целесообразности.
Установлено, что интерес ОАО «Газпром» к развитию азиатского вектора российской газовой промышленности и усилия других российских компаний будут способствовать проникновению Россиина новые для нее экспортные рынки. А это будет означать, что страна не останется в стороне от стремительно развивающегося мирового газового рынка, а сохранит статус ведущего игрока, способного не только учитывать мировые тенденции, но и влиять на них.
Таким образом, Единая система газоснабжения позволит нести ответственность за обеспечение межгосударственных долгосрочных обязательств по экспортным поставкам газа в дальнее зарубежье и страны СНГ, за возврат кредитов, полученных для развития газовой промышленности, повышение надежности поставок газа через транзитные страны и т.д.
Стратегия развития «Газпрома» как глобальной энергетической компании нацелена на построение всей цепочки от добычи до сбыта углеводородов на новых для компании рынках на базе добычных мощностей за пределами России. В рамках данной стратегии компания осуществляет сотрудничество с целью освоения ресурсов углеводородов в Венесуэле, Вьетнаме, Индии, Боливии, Алжире, Ливии и в Каспийском море, изучает возможность участия в нефтегазовых проектах в Египте и Пакистане.
Список литературы
1.Ананенков А.Г., Коиторович А.Э., Кулешов В.В. и др. Обзор перспектив газовой отрасли России // ЭКО. 2009. №12. С. 3.
2.Водо В., Зыгарь М., Гриб Н. Россия получает транзитный удар. // Коммерсантъ. - №174. - (3258). - 2011.
.Воробьева Л.Е. Рыночная трансформация кадровой политики «Газпрома» в 90-х годах XX века: этапы, тенденции, перспективы: Автореф. дис. кап. эком, паук: 08.00.03. - Волгоград, - 2000. - С. 21.
.Вяхирев Р.И. Самое сложное в предвыборной кампании - это предвыборная зима // Деловой вторник. 1999. №36. С. 2.
.Газпром в вопросах и ответах. - М.: Изд-во. Газпром. - 2011
.Годовые отчеты ОАО «Газпром» за 2010-2011 [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://www.gazprom.ru/investors/reports/
.Грос-Пъетро Ж.М. ENI: портрет на фоне «Голубого потока» // Газовая промышленность. 2011. - №9. - С. 4-55.
.Доклад «О мерах по совершенствованию топливной политики в электроэнергетике на период до 2015 г.» М., РАО «ЕЭС России», с. 53-66, 2003.
.Исаков Н. Реформирование системы газоснабжения в 1997-2004 гг. Направление развития на среднесрочную перспективу. По материалам доклада на конференции-совещании «Газовый рынок России: региональный аспект», Екатеринбург, с. 15-20, 2004.
.Кириллов В., Туманова Е. Свободные цены в обмен на свободные мощности. Коммерсант, №46, с. 8, 2003.
.Конопляник А.А. Энергетическая хартия и экономика России. М., с. 6-30, 2003.
.Кругман П.Р., Обстфельд М. Международная экономика. СПб., Питер, с. 142, 2003.
.Крупорницкая И.А. Направления совершенствования структуры управления газовой промышленностью на внешнем рынке / И.А. Крупорницкая // Вестник МГТУ, том 8, №2, 2005 г. стр. 256-267
.Кузнецов А.М. Мировой рынок природного газа: современные тенденции и перспективы развития / А.М. Кузнецов, В.И. Савельев, Н.В. Бахтизина //
.Лукашов В. «Северный поток»: технический шедевр и знак партнерства // Газпром
.Львов Д.С. Проблемы долгосрочного социально-экономического развития России: Научный доклад па Президиуме РАН 24 декабря 2002. - Волгоград: Изд-во Волгоградского государственного университета - 2003. - С. 15.
.Мазур И.И., Шапиро В.Д. и др. Реструктуризация предприятий и компаний: Справочное пособие. М.: Высшая школа, 2011. С. 201.
.Материалы консалтингового агентства Wood Mackenzie, декабрь 2011. [Электронный ресурс] - Режим доступа: www.woodmacresearch.com.
.Миллер А. XXI век - век газа. Статус Газпрома - газовая компания номер один в мире // VIP. Международный журнал о лидерах для лидеров. 2011. - С \. 23;
.Мюллер Ф. Стратегия газовой безопасности Европы: материалы Форума безопасности «Черноморско-каспийский регион и европейская энергетическая безопасность». - Варна. - 2011.
.Национальные нефтяные компании: обзор за второй квартал 2012 года [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://www.ey.com/Publication /vwLUAssets/NOC-Q2-2012-Monitor-RU/$FILE/NOC-Q2-2012-Monitor-RU.pdf
.Нефтегазовый комплекс России. Монополия «Газпрома» − перспективы реформы. Евразийский Вестник, №24, с. 27-34, 2003.
.Перспективы освоения нетрадиционных запасов газа в Европе: IHS CERA, 2011 [Электронный ресурс] - Режим доступа: www.ihs.com.
.Рогов С., Кориеев А. Ключ к благоденствию Газпрома // Фактор. 2009. N11. С. 42.
.Стратегия развития газовой промышленности / Под ред. Р.И. Вяхирева, А.А. Макрова. М.: Энергоатомиздат, 2009. С. 272;
.Стратегия развития газовой промышленности России. М., 2010. С. 14.
.Устинов И.Н. Мировая торговля: статистическо-аналитический справочник. М., Экономика, с. 143-152, 2004.
.Федеральная Служба Государственной Статистики: Обзор за 10 месяцев 2004. www.gks.ru.
.Шкута А.Л. Российский газ в Центральной и Восточной Европе. М.: Дело и сервис, 2009. С. 23.