Моніторинг та аналіз основних питань розвитку світового нафтогазового комплексу за 2008 рік

Газ. Казахстан посідає провідне місце серед країн світу за показником доведених запасів газу. Основою запасів газу є нафтові та газоконденсатні родовища. У структурі валового видобутку газу на родовищах Казахстану близько 45% припадає на природний газ, 55% - на попутний.

Доведені запаси газу Казахстану оцінюються в 1,9 [23] 3,3 За матеріалами доповіді віце - міністра енергетики та мінеральних ресурсів Казахстану Л.Кіїнова, Міжнародний енергетичний форум (напередодні Самміту з енергетичної безпеки), Київ, 22.05.08 р. трлн.куб.м. Потенційні запаси казахського газу, за даними Державної комісії Республіки Казахстан по запасах, оцінюються у 6-8 трлн.куб.м. Обсяги видобутку казахського газу стабільно зростають (рис. 7.5).

Рисунок 7.5 - Динаміка видобутку природного газу в Казахстані за 2000-2007 рр.

За підсумками 2006 р. обсяг видобутку казахського газу склав 26,7 млрд.куб.м. У 2007 р. було видобуто 29,6 млрд.куб.м газу. За підсумками 2007 р. Казахстан експортував понад 15 млрд.куб.м газу та імпортував понад 7 млрд.куб.м/рік природного газу Синьхуа, з посиланням на Державну агенцію Казахстану статистики, 24.02.08 р. (http://www.russian.xinhuanet.com/russian/2008-02/25/content_583942.htm). Таким чином, чистий експорт казахського газу склав приблизно 8 млрд.куб.м/рік.

Зростання обсягу видобутку газу було забезпечено, переважно в результаті освоєння нових родовищ і збільшення видобутку нафти За даними Kazakhstan today, з посиланням на прес-службу Міністерства енергетики та мінеральних ресурсів.

В перспективі очікується збільшення видобутку газу до 39 млрд.куб.м у 2009 р., до 50-70 млрд.куб.м у 2015 р. та до 114 млрд.куб.м - у 2020 р ІА НГВ, з посиланням на президента «КазМунайГаз» У.Карабалін, засідання уряду Казахстану, 26.02.08 р.. При цьому вже на 2015 рік обсяг експорту складе 35 млрд.куб.м.

Казахський газ практично не має іншого виходу на світовий ринок і закуповується російським ВАТ «Газпром». У перспективі Казахстан прагне стати ключовим гравцем у постачанні вуглеводнів до країн ЄС та Китаю, але на сьогодні його транспортні можливості досить обмежені.

Транспортування нафти з Казахстану на світові ринки

За 2007 р. було експортовано майже 61 млн.т казахської нафти. Структура експорту казахської нафти у 2007 р. мала наступний вигляд: 42% - до басейну Чорного моря (через КТК), 12,7% - до Китаю, 14,7% в басейн Каспійського моря, решта (30,6%) - до РФ.

Подальші плани розширення транспортної інфраструктури для експорту казахської нафти передбачають реалізацію низки проектів (рис. 7.6).

Рисунок 7.6 - Існуючі та заплановані маршрути постачання казахської нафти на світові ринки

Основні проекти збільшення обсягів експорту казахської нафти на світові ринки:

1) розширення потужностей КТК до 67 млн.т/рік (питання наразі опрацьовується);

2) введення ділянки Кенкияк-Кумколь, яка з'єднає нафтопроводи на заході та сході Казахстану, забезпечить каспійською сировиною НПЗ на сході країни, а також дозволить експортувати нафту до Китаю (рис. 7.7);

3) 29 травня 2008 р. президент Казахстану Н.Назарбаєв підписав закон «О ратификации договора между Республикой Казахстан и Азербайджанской Республикой по поддержке и содействию транспортировке нефти из Казахстана через Каспийское море и территорию Азербайджана на международные рынки посредством системы Баку-Тбилиси-Джейхан» Day.Az, ИТАР-ТАСС, з посиланням на прес-службу президента Казахстану, 30.05.08 р. .

Рисунок 7.7 - Маршрут нафтопроводу «Казахстан-Китай»

Після введення у 2001 р. нафтопроводу КТК увесь обсяг нафти, видобутої на родовищі Тенгіз, транспортувався до порту Новоросійськ, однак невизначеність стосовно розширення КТК (у березні 2008 р. РФ як учасник КТК чергового разу не прийняла план розширення трубопроводу) змусила найбільшого постачальника казахської нафти - СП «Тенгизшевройл» СП "Тенгизшевройл", було створено 6.04.1993 р. на базі угоди між Казахстаном та корпорацією Chevron (США). Зараз партнерами ТШО є Chevron (50% доли), ExxonMobil (25%), Lukarko (5%), «КазМунайГаз» (20%). СП ТШО, розробляє нафтогазові родовища Тенгіз та Королівське (Атирауська область), у 2007 р. видобуло 13,9 млн.т (110 млн.бар) сирої нафти (у 2006 р. 13,318 млн.т, у 2005 р. - 13,6 млн.т).

Нафтове родовище Тенгіз було відкрито у 1979 р., воно є одним з найглибоких та найбільших нафтових родовищ у світі. Згідно з останніми оцінками, видобувні запаси нафти в колекторі Тенгіза можуть становити 0,75-1,125 млрд.т (6-9 млрд.бар). Загальні розвідані запаси на розбурених і не розбурених ділянках колектора, який має максимальну ширину 19 км та довжину 21 км, становлять приблизно 3,133 млрд.т (25 млрд.бар). (ТШО) - шукати альтернативні шляхи експорту нафти до Європи.

ТШО планує розпочати експорт через Кавказ. Попередні плани ТШО передбачали експорт через Баку та Батумі до 7,5 млн.т/рік нафти після завершення проектів інтенсифікації видобутку на родовищі Тенгіз. Але до листопада 2008 р. нафта на Кавказ не пішла, оскільки ТШО не змогла узгодити з Азербайджаном обсяги постачання і вартість транзиту.

На початку листопада 2008 р. було розпочато прокачування казахської нафти нафтопроводом БТД Day.Az, АПА, 03.11.08 р. (http://www.day.az/news/oilgas/135456.html).. У цілому до кінця року через Баку може бути транспортовано 400-500 тис.т тенгізької нафти. Цей проект з максимальним обсягом транзиту в 5 млн.т/рік контролює компанія Cross Caspian Oil & Gas Logistics (один з акціонерів ДНКАР) Нефтеведомости № 25, 31.10.08 р. http://www.neftevedomosti.ru/press.asp?issue_id=175&material_id=1890..

З початком розробки у Казахстані морського родовища «Кашаган» обсяги прокачування нафти по БТД можуть будуть доведені до 15-20 млн.т/рік Day.Az, АПА, 03.11.08 р. (http://www.day.az/news/oilgas/135456.html).. За попередніми даними, це може статися до 2011 року ІА НГВ з посиланням на посла Казахстану в Азербайджані С.Примбетова, 1.09.08 р..

Для цього Казахстан планує посилити роботи над Казахстанською каспійською трубопровідною системою, яка передбачає будівництво нафтопроводу від Карабатана до порту Курик, звідки казахська нафта транспортуватиметься танкерами до порту Баку з подальшим постачанням частини нафти у БТД, а другої - на чорноморське узбережжя Грузії до порту Батумі TrendCapital Конирова К., з посиланням на повідомлення голови«КазМунайГаз» У.Карабалина, прес-конференція, Казахстан, Астана, 11.02.08 р. (http://capital.trend.az/index.shtml?show=news&newsid=1132699&lang=RU)..

Компанія «КазМунайГаз» придбала у компанії Greenoak Group (Данія) Батумський торгово-морський порт і нафтовий термінал http://www.neftevedomosti.ru/press.asp?issue_id=154&material_id=1618.. Greenoak Group деякий час керуватиме Батумським портом і нафтовим терміналом від імені «КазМунайГаз».

У вересні 2006 р. Greenoak Group та «КазМунайГаз» підписали угоду про співпрацю та спільне будівництво нового НПЗ в Батумі. В березні 2007 р. було підписано меморандум про вивчення можливості будівництва НПЗ з загальним обсягом інвестицій 1 млрд. дол.США.

Плани Казахстану стосовно збільшення обсягів експорту нафти через Азербайджан - до басейну Чорного моря (рис. 7.8) представляють неабиякий інтерес для України.

Рисунок 7.8 - Вірогідний маршрут постачання каспійської нафти через Україну до країн ЄС

Можуть розглядатися і маршрути постачання казахської нафти до України з використанням трубопровідної системи КТК за двома варіантами:

1 варіант - будівництво трубопроводу-відводу від КТК до кордону України (рис. 7.9);

2 варіант - постачання нафти з порту Новоросійськ (кінцевого пункту КТК) танкерами до портів України.

Рисунок 7.9 - Маршрут нафтопроводу КТК та можливість підключення до нього України

Слід зауважити, що реалізація цих маршрутів постачання казахської нафти у більшому чи меншому ступені залежать від позиції РФ, оскільки вони перетинають її територію.

Реалізація як 1-го, так і 2-го варіантів має низьку життєздатність, водночас більш привабливі економічні показники, у порівнянні з проектом постачання казахської нафти через Азербайджан і Грузію (див. рис 7.8), внаслідок меншої кількості перевалок нафти, оскільки для потрапляння казахської нафти у нафтопровід «Одеса-Броди», вона має пройти перевалку в 4-х місцях: на березі Каспійського моря в Казахстані, в Баку (Азербайджан), на березі Чорного моря в Грузії та на морському нафтовому терміналі (МНТ) «Південний» (Одеська область).

Востаннє пропозицію стосовно поєднання нафтопроводів КТК та «Одеса-Броди» для постачання нафти до країн Європи було оприлюднено 22 травня 2008 р. віце-міністром енергетики та мінеральних ресурсів Казахстану Л.Кіїновим під час роботи Міжнародного енергетичного форуму в Києві. Причому посадовець відзначив, що це більш перспективний проект для Казахстану, ніж участь у добудові «Одеса-Броди» до Гданська (Польща), але й не виключив участі Казахстану у випадку економічної доцільності. Водночас Казахстан не скриває, що домовленості можна буде досягти в тристоронньому форматі Казахстан РФ Україна УНІАН, з посиланням на заяву президента Казахстану Н.Назарбаєва під час спільної прес-конференції з Президентом України В.Ющенком, 06.03.08 р. (http://www.unian.net/ukr/news/news-239807.html)..

Отже, не зважаючи на заяви Казахстану, вірогідність початку постачання його нафти до «Одеса-Броди» незначна. Таке рішення залежить, в першу чергу, від РФ (що знову ж таки стосується нафтопроводу КТК).

Постачання нафти від нафтоналивного терміналу у Батумі, що належить Казахстану, до Європи можна здійснювати як по території кількох країн по суші, так і шляхом будівництва трубопроводу по дну Чорного моря. Після купівлі компанією «КазМунайГаз» 75% компанії «Rompetrol» (Румунія) казахські та європейські експерти обговорюють ідею нового трубопроводу Батумі морський порт в Румунії. Таким чином, сьогодня вимальовується новий маршрут постачання казахської нафти до південно-східної Європи: Актау - Баку - Батумі - Констанца, який, як вважають фахівці, має шанси на реалізацію Конирова К.«Вашингтонские затейники придумали новый "альтернативный" нефтепровод: Актау - Баку - Батуми - Констанца», Экcпресс-К, № 45 (16431) от 12.03.2008, Астана [87] (http://www.centrasia.ru/newsA.php?st=1205358780)..

Транспортування газу з Казахстану на світові ринки

За підсумками 2007 р. Казахстан експортував понад 15 млрд.куб.м газу. Експорт газу здійснюється через існуючі газопроводи САЦ.

У майбутньому експортні обсяги постачання газу можуть збільшитися, завдяки реалізації кількох енерготранспортних проектів, у т.ч.: будівництва газопроводу «Казахстан-Китай» Вже у 2009 р. заплановано ввести 1 чергу газопроводу. Маршрут газопроводу «Казахстан - Китай»: кордону Казахстан/Узбекистан - Чимкент (Казахстан) - до Хоргос (Китай)., розширення САЦ, введення в дію «Прикаспійського газопроводу» - для подальшого постачання газу до ЄС. У більш віддаленій перспективі можна розглядати також приєднання до проекту «Транс-каспійського газопроводу», «Набукко», «Південного» та «Блакитного» потоків та ін. (рис. 7.10).

Рисунок 7.10 - Існуючі та заплановані маршрути постачання казахського газу на світові ринки

Найбільш перспективними напрямками експорту надлишків казахського газу визначено китайський Довідково: Навесні 2008 р. компанія «КазТрансГаз» (підрозділ «КазМунайГаз») та Trans-Asia Gas Pipeline, афільована з компанією CNPC (Китай), створили СП ТОО «Азиатский газопровод» для будівництва газопроводу «Казахстан-Китай», напередодні вже створила СП з Узбекистаном та Туркменістаном. і російський, а також постачання газу до Європи ІА НГВ, РИА Новости, з посиланням на прес-секретаря «КазМунайГаз» І.Пустогачева, 27.02.08 р..

Пріоритетною задачею є стабільне забезпечення газом внутрішнього ринку Казахстану, при цьому основні ресурси зосереджені на заході країни. Для забезпечення подачі газу з західних до південних регіонів країни з подальшим виходом до східного кордону Казахстану запропоновано здійснити будівництво газопроводу «Бейнеу-Бозой-Самсоновка» (рис. 7.11).

Рисунок 7.11 - Сучасні та перспективні маршрути транспортування казахського газу

Планується, що 1-а черга газопроводу дозволить транспортувати із західних регіонів на південь до 5 млрд.куб.м/рік, 2-а черга - до 10 млрд.куб.м/рік. За попередніми розрахунками: орієнтовна вартість 1-го пускового комплексу становитиме 3 400 млн.дол.США, 2-го комплексу - додатково 389 млн.дол.США Тренд, з посиланням на заяву президента АО НК «Казмунайгаз» У.Карабаліна, колегія Міненерго за участю прем'єр-міністра К.Масимова, Казахстан, Астана, 7.02.08 р. (http://capital.trend.az/index.shtml?show=news&newsid=1129895&lang=RU).. Строки будівництва 1-го пускового комплексу - 2009-2011 рр., 2-го пускового комплексу - 2011-2014 рр.

Нині Казахстан залишається більш менш самостійним гравцем в Середній Азії. Оприлюдненні величини обсягів видобутку нафти і газу в країні створюють позитивні очікування стосовно зростання їх експорту на світові ринки. Останнім часом активна позиція РФ в Азії дещо налякала Казахстан, який має в цьому регіоні власне бачення та лідерство. Отже, не слід очікувати, що Казахстан буде триматися російського фарватеру, водночас сумнівно також, що Казахстан піде на конфлікт з РФ лише заради того, щоб, наприклад, Україна мала альтернативні обсяги, можливо, більш дешевих газу і нафти, а Казахстан був повноцінним розпорядником продаваних ресурсів.

Туркменістан

З огляду на зростання попиту на енергозапаси в Європі, Східній та Південно-Східній Азії, Туркменістан найбільший виробник та експортер газу Євразії після РФ планує динамічно нарощувати експорт природного газу за всіма напрямками.

Запаси

За обсягами доведених запасів газу Туркменістан посідає 15 місце у світі (2 місце серед країн СНД), але у питанні визначення цих обсягів є значні розбіжності.

Згідно з інформацією EIA, доведені запаси газу Туркменістану оцінено у 2,01 трлн.куб.м, у т.ч. запаси родовища Даулетабад за деякими оцінками становлять 1,3 трлн.куб.м газу. Крім цього, прогнозні запаси газу Туркменістану оцінюються EIA у 4,5 трлн.куб.м.

За даними ВР [23], доведені запасі газу Туркменістану становлять 2,67 трлн.куб.м. Доведені запаси нафти за станом на початок 2008 р. оцінено у 0,1 млрд.т (0,6 млрд.бар).

Водночас, за інформацією Міністерства нафтогазової промисловості та мінеральних ресурсів Туркменістану, початкові сумарні геологічні запаси вуглеводнів оцінюються в 45,44 млрд.т у. п. (у т.ч. 20,8 млрд. т нафти й 24,6 трлн.куб.м газу), з яких 18,2 млрд.т у. п, у т.ч. 12 млрд.т нафти та понад 6 трлн.куб.м газу, припадає на туркменський сектор Каспійського моря.

За даними ДК «Туркменгеологія» на 2007 р., в Туркменістані відкрито приблизно 150 газових та газоконденсатних родовищ із запасами 6,1 трлн.куб.м, у т.ч. 5,7 трлн.куб.м на сухопутних родовищах, решта - на шельфових. У розробці перебуває 54 родовища з запасами 2,7 трлн.куб.м, підготовлено до розробки 11 родовищ з запасами 257 млрд.куб.м газу. Розвідка здійснюється на понад 70 родовищах з запасами 3 трлн.куб.м газу.

Особливе значення у нарощенні ресурсної бази надається останнім гучним відкриттям у Туркменістані - це родовища Південний Іолотань та Осман, які, можливо, складають єдиний комплекс з 10 трлн.куб.м доведених та вірогідних запасів газу (у т.ч. 3 трлн.куб.м доведених). Крім цього, зазначені родовища мають значний нафтовий потенціал.

Родовище Південний Іолотань - одне з найбільших нафтогазових родовищ на південному сході Туркменістану, було введено в промислову розробку в 2006 році.

Родовище Осман розташовано в 40 км від Іолотань. Навесні 2008 р. на родовищі було зафіксовано рекордний приток газу з свердловини дебітом 5 млн.куб.м/д.

У березні 2008 р. було оприлюднено деякі показники інвестиційного проекту розробки групи родовищ Південний Іолотань-Осман, які виконав Інститут нафти і газу Туркменістану. Згідно з проектом, на 1-му етапі видобуток газу становитиме 20 млрд.куб.м/рік. Високий потенціал цієї зони дозволить до 2020 р. збільшити обсяг видобутку до 45 млрд.куб.м/рік.

Туркменістан підписав кілька угод про постачання газу, зокрема, з РФ та Китаєм, що зацікавило західних інвесторів. Водночас, західні компанії стримує те, що Туркменістан поки що не надав незалежного підтвердження обсягу власних запасів природного газу. Задля цього, в середині березня 2008 р. уряд країни уклав угоду з британською консалтинговою компанією Gaffney, Cline and Associates Inc. на проведення аудиту газових родовищ Туркменістану.

Наприкінці жовтня 2008 р. було оголошено результати аудиту запасів газу на родовищах Південний Іолотань-Осман та Яшлар Нефтеведомости, № 25 (164), 31.10.08 р. (http://www.neftevedomosti.ru/press.asp?issue_id=175&material_id=1888).

Оцінка запасів родовища Південний Іолотань-Осман: низька - 4 трлн.куб.м газу, оптимальна - 6 трлн.; висока - 14 трлн.куб.м. Таким чином, оптимальна оцінка в 5 разів перевищує запаси найбільшого туркменського родовища Даулетабад, що ставить Південний Іолотань-Осман на 4-5 місце в рейтингу найбільших родовищ в світі.

Оцінка запасів родовища Яшлар: низька - 0,25 трлн.куб.м, оптимальна - 0,675 трлн., висока - 1,5 трлн.куб.м.

Це перша оприлюднена оцінка міжнародним аудитором газових запасів Туркменістану. У 2004 р. DeGolyer & MacNaughton та Gaffney, Cline & Associates вже проводили оцінку, але її остаточні підсумки залишилися не відомими для громадськості.

У межах наступного етапу Туркменістан планує провести загальну оцінку запасів. Не виключено, що розмір запасів може виявитися достатнім для задоволення довгострокового попиту всіх потенційних покупців туркменського газу.

Видобуток

За даними вітчизняних джерел, у 2007 р. в Туркменістані було видобуто понад 72 млрд.куб.м газу (рис. 7.12). Водночас за даними ВР [23] обсяг видобутку газу у 2007 р. склав 67,4 млрд.куб.м (зростання на 8,4% проти минулого року).

Рисунок 7.12 - Динаміка обсягів видобутку та експорту природного газу в Туркменістані

У 2007 р. внутрішні потреби Туркменістану в газі склали 21,3 млрд.куб.м (рис. 7.13). За даними ВР [23], обсяг споживання газу у 2007 р. зріс на 15,8% проти 2006 р. до 21,9 млрд.куб.м.

У 2008 р. в Туркменістані заплановано видобути 80 млрд.куб.м газу РБК-Украина, з посиланням на повідомлення заступника міністра нафтогазової промисловості та мінеральних ресурсів Туркменістану Б.Недирова, Париж, 30.05.08 р. , а до 2010 р. ДК «Туркменгаз» планує збільшити обсяги видобутку газу до 110-128 млрд.куб.м/рік Нефтегазовая вертикаль, №7, 2008, с.57..

Прогнозні показники Туркменістану стосовно видобутку, споживання та експорту природного газу на період до 2030 року наведені на рис. 7.13.

У 2020 р. обсяг видобутку прогнозується на рівні близько 170 млрд.куб.м РБК-Украина, з посиланням на повідомлення заступника міністра нафтогазової промисловості та мінеральних ресурсів Туркменістану Б.Недирова, Париж, 30.05.08 р. .

До 2030 р. планується видобувати до 250 млрд.куб.м газу на рік.

Туркменістан планує збільшувати обсяги експорту газу. Зараз експорт, як і видобуток газу, стримує відсутність шляхів для його транспортування на нові споживчі ринки.

Рисунок 7.13 - Прогноз показників Туркменістану по природному газу Прогноз Національної стратегії розвитку нафтогазової галузі Туркменістану до 2030 року

У 2020 р. обсяг видобутку прогнозується на рівні близько 170 млрд.куб.м РБК-Украина, з посиланням на повідомлення заступника міністра нафтогазової промисловості та мінеральних ресурсів Туркменістану Б.Недирова, Париж, 30.05.08 р. .

До 2030 р. планується видобувати до 250 млрд.куб.м газу на рік.

Туркменістан планує збільшувати обсяги експорту газу.

Згідно з Національною стратегією розвитку нафтогазової галузі Туркменістану до 2030 р. передбачено довести експорт природного газу з поточних понад 50 до 100 млрд.куб.м вже до 2010 р., а також до 140 млрд.куб.м - до 2020 року (див. рис. 7.13). Зараз експорт, як і видобуток газу, стримує відсутність шляхів для його транспортування на нові споживчі ринки.

За 2007 р. в Туркменістані було видобуто близько 9,8 млн.т нафти За даними туркменських джерел та компанії BP [23].(рис. 7.14).

Рисунок 7.14 - Динаміка видобутку нафти в Туркменістані

У 2008 р. планується видобути 10,8 млн.т. Прогноз обсягів видобутку нафти в Туркменістані на 2020 р. - 50 млн.т, на 2030 р. - 110 млн.т нафти РБК-Украина, з посиланням на повідомлення заступника міністра нафтогазової промисловості та мінеральних ресурсів Туркменістану Б.Недирова, Париж, 30.05.08 р. .

Якщо за підсумками 2007 р. майже вся нафта, видобута в Туркменістані, була перероблена на власних НПЗ, то надалі, у зв'язку із зростанням обсягів її видобутку, планується підвищити як обсяги переробки, так і експорту.

Очікується, що обсяг нафтопереробки в Туркменістані до 2020 р. складе 20 млн.т/рік, а до 2030 р. досягне 30 млн.т/рік РБК-Украина з посиланням на повідомлення заступника міністра нафтогазової промисловості та мінеральних ресурсів Туркменістану Б.Недирова, Париж, 30.05.08 р..

Для забезпечення запланованого значного росту видобутку Туркменістан запрошує до участі в проектах освоєння вуглеводнів власних секторів шельфу Каспію, де позначено понад 30 блоків (рис. 7.15 «Нефтегазовая вертикаль», №7, 2008 с.60.), перспективних з точки зору можливих запасів вуглеводневої сировини, з яких лише 4 перебуває в розробці іноземними компаніями ІА НГВ, з посиланням на матеріали зустрічі президента Туркменістану Г.Бердимухамедова з представниками бізнес-кіл Німеччини на чолі з міністром економіки і технологій М.Глосом, туркменсько-німецький економічний та енергетичний форуми, Ашгабат, 26.02.08 р..

Рисунок 7.15 - Схема розташування морських блоків Туркменістану

Постачання газу

Тривалий час Туркменістан був основним постачальником газу для України.

Протягом 2006 р. у Туркменістану було законтрактовано майже 80 млрд.куб.м газу (Росія - 30 млрд.куб.м, Україна - до 40, Іран - 8), більша частина газу надходила в Україну.

Після підписання між Туркменістаном та РФ довгострокової угоди до 2028 р., згідно з якою більша частина обсягів туркменського газу законтрактована РФ, а також після створення нових структур для постачання газу до України - значення надходжень туркменського газу для економіки України дещо змінилося.

У 2007 р. основним покупцями туркменського газу були: компанія «РосУкр-Енерго» - оператор постачання газу до країн СНД - придбала 39,4 та Іран - 5,8 млрд.куб.м.

У 2007 р. Іран і Туркменістан підписали угоду, згідно з якою Туркменістан зобов'язався щороку постачати до Ірану 8-14 млрд.куб.м газу за ціною 75 дол.США/тис.куб.м, однак у грудні 2007 р. Туркменістан припинив постачання газу до Ірану, за офіційною точкою зору - посилаючись на технічні причини, за неофіційною - через несплату боргів за спожите Іраном паливо. Ще одна версія припинення постачання - вимога Туркменістану щодо переходу на нові ціни (збільшення ціни у 2 рази).

Після порозуміння між країнами, постачання газу було відновлено наприкінці квітня 2008 року. У 2008 р. Іран закуповує туркменський газ у 1-му півріччі за ціною до 130 дол.США/тис.куб.м, у 2-му півріччі - за ціною до 150 дол.США/тис.куб.м ІА НГВ, 25.04.08 р.. Крім цього, Іран зобов'язався забезпечити транзит туркменського природного газу до країн Закавказзя, Туреччини Iran news, з посиланням на заступника міністра нафти Іран Сеид-Реза Кесаи-заде, 12.09.08 р..

Туркменістан поступово наближається до виконання ще однієї стратегічної мети - постачання газу до країн ЄС.

Туркменістан погодився постачати газ до країн ЄС, а також проводити подальші переговори стосовно розбудови енергетичних коридорів через Каспійське море РБК, з посиланням на міністра фінансів Франції Б.Кушнер, самміт країн ЕС та Центральної Азії, Ашгабат, 11.04.08 р..

Більш того, Туркменістан погодився постачати 10 млрд.куб.м/рік газу до ЄС, починаючи вже з 2009 р. (також було окреслено можливість участі ЄС в тендерах на розробку нових родовищ в країні). Для подолання технічних ускладнень, пов'язаних з постачанням туркменського газу, ЄС має збудувати газопровід для з'єднання інфраструктур Туркменістану й Азербайджану або скраплювати газ та транспортувати його танкерами ІА НГВ, з посиланням на інтерв'ю комісара ЄС по зовнішній політиці та політиці добросусідства Б.Ферреро-Вальднер британській газеті Financial Times, 14.04.08 р..

Інші можливості постачання туркменського до ЄС наразі відсутні. Всі транспортні потужності країн Середньої Азії законтрактовані під придбані «Газпромом» обсяги газу до 2010 р/ ІА НГВ, з посиланням на коментарій офіційного представника «Газпром» С.Купріянова, "Коммерсант", 15.04.08р..

Постачання нафти

За прогнозами EIA, експорт нафти в Туркменістані за 2008 р. становитиме 190 тис.бар./д проти 180 тис.бар./д - у 2007 році TrendCapital, Азербайджан, Баку, 4.03.08 р. (http://capital.trend.az/index.shtml?show=news&newsid=1150038&lang=RU).. Очікується, що Туркменістан невдовзі значно збільшить експорт нафти. Так, в 2015 р. експорт становитиме 14 млн.т нафти, в планах - вийти до 2020 р. на рівень експорту нафти в 30 млн.т/рік, а до 2030 р. - 80 млн.т/рік РБК-Украина, з посиланням на повідомлення заступника міністра нафтогазової промисловості та мінеральних ресурсів Туркменістану Б.Недирова, Париж, 30.05.08 р.. Для реалізації зазначених планів буде необхідна значна розбудова нафтотранспортних шляхів експортного спрямування.

Реалізація газотранспортних проектів

Прагнення країни забезпечити багатоваріантність розбудови шляхів постачання носить прагматичний характер і є непохитним. Через це Туркменістан різними темпами реалізує нові газопровідні проекти, у т.ч. «Туркменістан-Китай», Прикаспійський та Транс-каспійський газопровід та ін. (більш докладно див. розділ 3).

Туркменістан готовий до співпраці на новому рівні, якого потребує сучасна світова кон'юнктура, та згоден виробляти більш гнучкі підходи до реалізації багатого ресурсного потенціалу країни з обов'язковим дотриманням партнерських зобов'язань.

Протягом 2007-2008 рр. Туркменістан підтримав ініціативи РФ щодо розбудови «Прикаспійського газопроводу». У весь цей час інший проект «Транс-каспійський газопровід» - був головною темою переговорів США та ЄС з Туркменістаном, для яких газопровід через Каспій розглядається як важлива складова частина газопроводу «Набукко» що лобіюється ними.

Обидва проекти передбачають постачання туркменського газу на експорт до ЄС:

- Прикаспійський - через газопроводи РФ;

- Транс-каспійський - через Азербайджан. Трубопровід з'єднається з діючим газопроводом БТЕ, який зараз транспортує азербайджанський газ з родовища «Шах-Деніз» до Туреччини, транзитом через Грузію.

В подальшому передбачається можливість транспортування цього газу до Греції, Італії, Болгарії тощо.

США постійно висловлює готовність надати допомогу Туркменістану в реалізації великих проектів ПЕК Прес-служба президента Туркменістану, з посиланням на заяву спеціального представника з євразійської енергетичної політики США Б.Грейа під час зустрічі з президентом Туркменістану, 9.09.08 р..

7.3 Країни Північної Африки та Близького Сходу

Алжир

Запаси

За даними ВР [23], доведені запаси природного газу Алжира становлять понад 4,5 трлн.куб.м (2 місце в Африці після Нігерії - 5,3 трлн.куб.м). Доведені запаси нафти країни становлять близько 1,5 млрд.т (3 місце в Африці після Лівії та Нігерії).

Основна частина запасів природного газу та нафти зосереджена в центральній та східній частинах країни.

Згідно із заявою міністра енергетики та надр Алжиру Ш. Хеліла, алжирських запасів палива вистачить на наступні 40 років. Понад 1,5 млн. кв. км території країни містять поклади природного газу та нафти Alexander's Gas&Oil Connection: News&Trend Africa, volume 13, issue №1 - Thursday, January 17, 2008..

З 1953 р. було здійснено буріння приблизно 1500 розвідувальних та оціночних свердловин, в результаті чого було відкрито понад 250 родовищ на суші. Більшість виявлених родовищ газу та нафти розташовано в центральній і східній частині Сахари.

Платформа Сахари дає сиру нафту дуже високої якості з низьким вмістом сірки.

Понад 2/3 відкритих за період 1986-2006 рр. родовищ розташовано в басейнах Баркін (Berkine) та Ілізі (Illizi) (рис. 7.16 Karbuz S. «P ast, present and future of upstream oil industry in Algeria». - Observatoire Mediterraneen de l'Energie, Global Energy for the Mediterranean, Bi-annual publication N° 3 - June 2008, р. 19-26 [88].).

Рисунок 7.16- Розташування відкритих в Алжирі нафтогазових родовищ за даними Sonatrach та OME

Основні показники стану та розвитку нафтогазової галузі Алжиру подано за даними OME.

За останні 50 років видобуток вуглеводнів в Алжирі зріс безпрецедентно. Порівняно з малим рівнем 1958 р., у 1981 р. обсяг видобутку досягнув уже 100 млн.т н.е., за два наступних десятиріччя він збільшився у 2 рази, а у 2007 році склав 225 млн. т. н. е. (рис. 7.17 [88]).

Рисунок 7.17 - Динаміка обсягів видобутку вуглеводнів в Алжирі за даними Sonatrach та OME

У період 1986-2007 рр. було підписано 79 угод з 39 компаніями на проведення пошуково-розвідувальних робіт та розробку родовищ. З 2000 р. в Алжирі відбулося 6 раундів ліцензування, в результаті чого провідна алжирська компанія Sonatrach уклала угоди на проведення пошуково-розвідувальних робіт із 39 компаніями для 83 (тектонічних) блоків.

У 2008 р. розпочався наступний етап він охоплює пошуково-розвідувальні роботи на 15 блоках на півдні Алжиру. Алжир іще далеко не досліджений: на 10 тис.кв.км пробурено менше 10 розвідувальних свердловин, що вважається дуже низьким показником.

Завдяки сучасним технологіям, географія покладів може бути суттєво розширена. Серед нових перспективних досліджуваних ділянок область Талсінт (Talsinnt) у східному Марокко біля кордону Алжиру.

Шельф Алжиру, де донедавна спостерігалася сейсмічна активність, напевно, є одним з небагатьох глибоководних рубежів, що залишилися не дослідженими навколо Африки. До сьогодні тільки три розвідувальних свердловини були пробурені на шельфі З них лише одна глибоководна. В той же час, наукові дані свідчать, що глибоке прибережжя Алжиру містить великі поклади нафти.

За даними IEA 2004 р., максимальні видобувні ресурси нафти всіх відомих родовищ країни (сукупний видобуток + запаси, що залишилися) становлять нині 32,5 млрд.бар (табл. 7.3).

Таблиця 7.3 -Обсяги нафтових запасів та видобутку родовищ Алжиру за даними IEA 2006 р. та ОМЕ, млрд.бар.

Назва родовища	Рік відкриття	Сумарний обсяг видобутку до 2004 р.	Запаси на кінець 2004 р.	Видобувні запаси	Середнє виснаження,%
Alrar	1961	0,2	0,3	0,5	40
Hassi Berkine Sud	1995	0,2	0,6	0,8	25
Hassi Messaoud	1956	6,5	3,9	10,4	62,5
Hassi R'Mel	1956	1,4	3,7	5,1	27,5
Ourhoud	1994	0,1	1,9	2,0	5
Rhourde El Baguel	1962	0,6	0,6	1,2	50
Rhourde Nouss	1962	0,3	0,3	0,6	50
Tin Fouye- Tabankort	1961	1,0	0,1	1,1	91
Zarzaitine	1957	1,0	0,3	1,3	77
Інші		6,9	2,6	9,5	72,6
Сумарно всі родовища	18,2	14,3	32,5	56

З даних табл. 7.3 видно, що більшість родовищ нафти виснажені, а найбільше родовище Алжиру - Хассі-Мессауд - виснажено вже на 62,6%. Це означає, що майбутній видобуток з цих родовищ буде зменшуватись і потребуватиме більш удосконалених видобувних технологій.

За даними Sonatrach Алжир має 120 млрд.бар власної нафти, 1/3 частина з якої ще не видобута. Якщо прийняти коефіцієнт нафтовіддачі в 35%, то цей показник склав би 14 млрд.бар., що близько до оцінки Геологічної служби США.

Слід зазначити, що очікувані результати для сукупних запасів нафти Алжиру (сукупний видобуток за станом на теперішній час + залишкові запаси + майбутні виявлені запаси) з часом зростають (табл. 7.4).

Таблиця 7.4 - Оцінка сукупних видобувних запасів сирої нафти та конденсату в Алжирі

Джерело (дата) оцінки	Обсяг, млрд.бар.
Masters et.al (1991)	20
Champbell (1993) (без конденсату)	16
USGS (2000)	28
ASPO (2004) (лише сира нафта)	28
Laherrere (2007)	35
OME (2008)	39

Видобуток

Обсяг видобутку газу в Алжирі в 2007 р. склав 152 млрд.куб.м Енергобізнес №16, 2008, с. 22, з посиланням на повідомлення президента-гендиректора Sonatrach М.Мезіане. . При цьому значна частина видобутого газу закачується в нафтові поклади для підтримки тиску.

За даними ВР [33], у 2007 р. обсяг видобутку товарного газу в країні склав 83 млрд.куб.м (у 2006 р. - 84,5 млрд.куб.м, у 2005 р. - 88,2 млрд.куб.м/рік). За 2007 р. в Алжирі було спожито 24,4 млрд.куб.м., решту - імпортовано. Алжир імпортує природний газ трубопровідним транспортом до Італії, Іспанії, Португалію, Тунісу, Словенії, у вигляді СПГ - до Франції, Іспанію, США, Туреччини, Бельгії, Італії, Греції та Південної Кореї. За підсумками 2007 р. Алжир експортував близько 60 млрд.куб.м/рік газу [26], переважно до країн Європи Zawya, Upstream, 24.03.08 р..

Обсяг видобутку нафти з газовим конденсатом в Алжирі постійно зростає і в 2007 р. становив понад 86 млн.т/рік або 2 млн.бар./д, у т.ч. видобуток нафти склав 1,4 млн.бар./д Енергобізнес №16, 2008, с. 22, з посиланням на повідомлення президента-гендиректора Sonatrach М.Мезіане. . За даними ВР, за минуле десятиріччя внутрішній попит на нафту істотно зріс - з 187 тис.бар./д - у 1999 р. до 270 тис.бар./д - в 2007 р. Решту нафти Алжир експортує.

Алжир посідає 3 місце серед найбільших постачальників газу до країн ЄС та 13-е - в рейтингу провідних постачальників нафти на світовий ринок.

Провідна алжирська державна нафтогазова корпорація Sonatrach здійснює розвідку, транспортування і маркетинг нафти й природного газу, контролює основні обсяги видобутку газу та його гуртовий продаж. Загальний рівень запасів компанії становить близько 40 млрд.бар. Енергобізнес №16, 2008, с. 22, з посиланням на повідомлення президента-гендиректора Sonatrach М.Мезіане. , в той час як відкриття нових родовищ тривало протягом 2008 року.

Гігантське родовище Хассі-Мессауд залишається найбільш важливим нафтовим джерелом, з якого на даний момент видобувається понад 350 тис.бар./д (близько 6 млн.т/рік) високоякісної сирої нафти. За останні 50 років родовище дало понад 6,5 млрд.бар. нафти. Проте, проблеми почалися вже у 1984 р., коли тиск на родовищі почав падати.

Як і більшість великих родовищ Алжиру, Хассі-Мессауд потребує великих інвестицій у технології вторинних методів видобутку нафти та підвищення нафтовіддачі (англ. enhanced oil recovery - EOR), необхідних для уповільнення темпів його виснаження і збільшення терміну дієздатності родовища. Тому в травні 2007 р. було підписано угоду з компанією Saipem (Італія) для впровадження нових технологій очистки сирої нафти і засобів стабілізації, як частини EOR. Разом з тим, очікується, що нові родовища компенсують зниження видобутку з Хассі-Мессауд і Хассі Р Мел.

До кінця 2006 р. в Алжирі було видобуто понад 14 млрд.бар. сирої нафти, що близько до половини обсягу добувних ресурсів цієї країни.

Це означає наближення до максимуму видобутку. З іншого боку, зниження видобутку сирої нафти може бути компенсовано зростаючим видобутком конденсатів і зрідженого нафтового газу через стрімкий розвиток газових і газоконденсатних родовищ.

Згідно з базовим прогнозом IEA (WEO2005) видобуток зрідженого палива Алжиром (у т.ч. конденсату і зрідженого нафтового газу) досягне піку на межі 2015 р. з показником 2,2 млн.бар./д та знизиться до 1,6 млн.бар./д у 2030 році.

Видобуток сирої нафти вже перебуває на рівні «плато» (рис. 7.18) тобто, стабілізувався і, згідно з прогнозами, почне знижуватися після 2020 р., навіть якщо обсяг видобутку на родовищі Хассі-Массауд збільшиться (завдяки запровадженню вдосконалених технологій).

Аналогічним чином триватиме зниження обсягів видобутку конденсату, тоді як зріджений нафтовий газ дещо компенсує зниження видобутку сирої нафти та конденсату і утримає повний видобуток рідкого палива до 2020 року. Але згодом очікується зниження обсягів видобутку і зрідженого палива з показником менше 1,5 млн.бар./д до 2030 року.

Крім зазначених, існують інші, більш оптимістичні оцінки прогнозних показників запасів та обсягів видобутку вуглеводнів в Алжирі. Зокрема - прогнози Business Monitor International (BMI) «The 2008 Middle East & Africa Gas & LNG Report», Published by Business Monitor International ltd, 25 March 2008 [89]..

Рисунок 7.18 - Динаміка обсягів видобутку нафти в Алжирі за 1952-2030 рр. [65]

Проекти

Перспективний план розвитку компанії Sonatrach на 2008-2012 рр. передбачає інвестиції в розмірі 45 млрд.дол.США, у т.ч. понад 50% цих коштів буде спрямовано на збільшення обсягів видобутку нафти і газу. В межах зазначеного періоду на геологорозвідувальні роботи буде виділятися до 1,3 млрд.дол.США/рік. Суму в 9 млрд.дол.США заплановано на будівництво нафтопереробних та нафтохімічних заводів Енергобізнес №16, 2008, с. 22 з посиланням на повідомлення президента-гендиректора Sonatrach М.Мезіане. .

Протягом 2008-2012 рр. компанія Sonatrach планує утримувати добовий рівень видобутку нафти в межах 1,5 млн.бар./д, а експорт газу до 2012 р. має сягнути 85 млрд.куб.м Енергобізнес №16, 2008, с. 22 з посиланням на повідомлення президента-гендиректора Sonatrach М.Мезіане. .

Серед запланованих нових проектів в Алжирі відзначено наступні Alexander's Gas&Oil Connection: News&Trend Africa, volume 13, issue #1 - Thursday, January 17, 20 08.:

- закінчення до 2010 р. будівництва нових потужностей з виробництва СПГ, потужністю 5,5 млрд.куб.м/рік газу (більш детально плани розвитку потужностей з виробництва СПГ у Алжирі наведено в звіті за договором № 23-08 від 11.11 2008 [54]);

- збільшення потужності трубопроводу «Туніс-Алжир» (до 7 млрд.куб.м);

Також триватиме добудова газопроводів Medgaz (до Іспанії, який розпочне роботу в середині 2009 р.), Galsi - через о. Сардинія до Італії з початком експорту в 2012 році.

Крім цього, залишається нагальним питання будівництва «Транс-сахарського газопроводу». У 2008 р. Алжир і Нігерія проводили переговори стосовно підписання попередньої угоди, яка формалізує наміри збудувати газопровід для постачання нігерійського газу. Потужність газопроводу - 30 млрд.куб.м/рік. Орієнтована вартість газопроводу (довжиною 4,4 тис.км) приблизно 13 млрд.дол.США. Очікуваний строк початку транспортування газу - 2015 рік.

Алжир рухається в сторону посилення власних позиції в переробній промисловості, що є частиною програми сприяння розвитку складових додаткової вартості енергоресурсів та природних ресурсів країни та підвищення рівня можливостей, особливо у віддалених регіонах країни. Як було відзначено, на період 2008-2012 рр. обсяг інвестиції в сектор нафтопереробки та нафтохімічне виробництво компанії Sonatrach сягне 9 млрд.дол.США.

Плани країни передбачають більш масштабне інвестування цієї галузі. За 10 років Алжир хоче трансформувати застарілий сектор переробки. Міністерство енергетики і надр Алжиру планує спрямувати 28 млрд.дол.США на капітальні інвестиції в нафтопереробні і нафтохімічні проекти, на період 2008-2012 роки.

Найближчим часом Алжир планує збільшення потужностей нафтопереробки з поточних 450 до майже 800 тис.бар./д у зв'язку з будівництвом нового НПЗ.

У 2008 р. в країні було оголошено про тендер на будівництво НПЗ потужністю 300 тис.бар./д в провінції Тіарет (Tiaret). Зараз Sonatrach здійснює технічну розробку проекту. Реалізація проекту має бути закінчена до 2013 р., що сприятиме планам Алжиру стосовно переробки 50% власно видобутої нафти в межах країни і збільшення обсягів експорту нафтопродуктівAlexander's Gas&Oil Connection: News&Trend Africa , volume 13, issue #4 - Tuesday, March 04, 2008, www.downstreamtoday.com, Dow Jones & Company з посиланням на міністра енергетики Алжиру, 4.02.08 р..

За деякими даними, в Алжирі заплановано будівництво трьох нових НПЗZawya з посиланням на інтерв'ю Ш.Хеліла для Oxford Business Group та APS, 14.05.08 р. (http://www.zawya.com/Story.cfm/sidANA806135221723)/, таким чином, в перспективі потужності нафтопереробки перевищать 1 млн.бар./д.

Крім цього, для досягнення збільшення потужностей нафтопереробки заплановано здійснити розширення та модернізації існуючих НПЗ. Алжир планує розширити існуючи потужності більш ніж на 20%. Це означає, що вже до 2011 р. країна матиме переробні потужності 24-25 млн. т/рік, тільки завдяки розширенню.

Вже у 2007 р. дочірня компанія Sonatrach Naftec підписала 142 коротко та середньострокові контракти, вартістю 260 млн.дол.США на заміну або модернізацію існуючого устаткування на трьох основних НПЗ в містах Скікда, Арзев, Алжир.

ЄС зацікавлений у розвитку стратегічного партнерства з Алжиром в енергетичній сфері, зокрема, ЄС необхідні постачання газу з Алжиру. Розвиток стратегічного партнерства з Алжиром в енергетичній сфері є одним з основних пріоритетів ЄС.

Наразі тривають переговори ЄС з Алжиром стосовно укладання меморандуму про взаєморозуміння в енергетиці ІА НГВ з посиланням на заяву єврокомісара із зовнішніх зв'язків та питанням європейської політики сусідства Б. Ферреро-Вальднер, 5.03.08 р.; до 2012 р. має бути створена зона вільної торгівлі між Алжиром та ЄС; вже відбувається скасування мита на окремі групи товарів, що постачаються з ЄС до Алжиру ІА НГВ, 19.02.08 р..

Алжирська Sonatrach співпрацює з низкою іноземних компаній, які здійснюють розробку покладів Алжиру, у т.ч. з компаніями Total SA, Gaz de France, Shell, BG, StatoilHydro, ін.

У перспективі Алжир планує відмовитися від укладання довгострокових угод на постачання газу, оскільки, в поточних умовах постійного цінового зростання, з моменту підписання довгострокового контракту, виробник одразу опиняється у програшній позиції Zawya, повідомлення алжирського кореспондента Dow Jones N.Obiko Pearson з посиланням на ексклюзивне інтерв'ю Dow Jones Newswires, Міністра енергетики Алжиру Ш.Хеліла, 14 .04.08 р..

Замість довгострокових, будуть широко розповсюджені короткострокові контракти - які дозволяють проводити переговори щодо ціни на газ протягом кожного 1-2 років.

Такі заходи відповідають планам Алжиру, що передбачають збільшення доходів країни від продажу газу, співробітництво виробників газу для отримання справедливої ціни. Але перехід на короткострокові контракти відбуватиметься поступово.

Єгипет

За даними ВР [23], доведені запаси природного газу Єгипту становлять понад 2 трлн.куб.м (3 місце в Африці після Нігерії та Алжиру). До кінця 2008 р. очікується зростання доведених запасів до 2,1 трлн.куб.м Platts з посиланням на повідомлення президента EGAS М.Латіф Mahmoud Latif), 18.03.08 р. та в майбутньому до 2,8 трлн.куб.м APS Review Oil Market Trends з посланням на заяву міністра нафти Єгипту С.Фахмі, 14.01.08 р. (http://www.entrepreneur.com/tradejournals/article/173385213.html)/.

Доведені запаси нафти країни становлять близько 4,1 млрд.бар., або понад 0,5 млрд.т (6 місце в серед країни Африки). В енергобалансі Єгипту природний газ займає 45,6%, нафта - 48,4%, вугілля - 1,4%, гідроенергетика - 4,6%.

Слід зазначити, що існує проблема освоєння єгипетських родовищ на півночі країни. Військові операції у Північній Африці часів Другої Світової війни, а також війн з Ізраїлем перетворили Єгипет в найбільш заміновану країну в світ - після Афганістану Нефтегаз, з посиланням на Der Spiegel, 12.03.2008 (http://www.neftegaz.ru/info/press/press_irev.php?id=1216). Район, на території якого відбувалися військові дії, є багатим на природні ресурси. За даними сучасних оцінок експертів на північному-заході країни розташовані родовища нафти обсягом 4,8 млрд.бар. Таким чином, з урахуванням поточного рівня доведених запасів нафти Єгипту, сумарні запаси могли б сягнути майже 9 млрд.бар. Вже відкрито одне нафтове родовище в районі Ель-Аламейну, також триває розробка нафтового родовища в западині Каттару.

Вітчизняні джерела оцінюють обсяг видобутку природного газу в Єгипті за підсумками 2007 р. на рівні 62 млрд.куб.м AFP, з посиланням на дані Міністерства нафти Єгипту, 26.02.08 р., але значна частина газу була закачана у нафтові поклади для підтримки тиску.

За даними ВР, в 2007 р. обсяг видобутку товарного природного газу в країні склав 46,5 млрд.куб.м (у 2006 р. - 44,7 млрд.куб.м, у 2005 р. - 34,6 млрд.куб.м/рік). У 2007 р. в Єгипті було спожито близько 32 млрд.куб.м.

За підсумками 2007 р. країна експортувала 16 млрд.куб.м [23] (за даними єгипетських джерел AFP, з посиланням на дані Міністерства нафти Єгипту, 26.02.08 р. - приблизно 17,8 млрд.куб.м). За даними ВР, до країн Європи було поставлено більшу частину єгипетського газу - 42,7% (у т.ч. 2,35 млрд.куб.м природного газу трубопровідним транспортом до Йорданії), решта газу була поставлена до країн Північної Америки (31%) та АТР (26,3%) у вигляді СПГ.

Слід зазначити, що за період 2004-2007 рр. сумарні обсяги експорту газу з Єгипту зросли більш ніж у 14 разів, що пов'язано, в першу чергу, з розбудовою СПГ-галузі в країні.

Єгипет є другим за величиною постачальником природного газу в Африці, і має наміри збільшити його експорт до 35 млрд.куб.м/рік у 2011 року K2Kapital, з посиланням на Міністра нафти Єгипту С.Фахмі, 3.11.08 р. (http://news.liga.net/news/N0859615.html).. Відзначається, що до 2015 р. обсяг постачання єгипетського газу на експорт може сягнути 50 млрд.куб.м/рік APS Review Oil Market Trends, 14.01.08 р. (http://www.entrepreneur.com/tradejournals/article/173385213.html)..

За даними ВР, обсяг видобутку нафти з газовим конденсатом в Єгипті в 2007 р. становив понад 34 млн.т/рік або 700 тис.бар./д (відносно стабільний рівень за останні 3 роки).

У планах країни збільшити обсяги видобування нафти на 100 тис.бар./д до 800 тис.бар./д вже у 2008 році завдяки розробці нещодавно відкритих родовищ в Суецькій затоці та Західній пустелі Zawya, Upstream, Reuters з посиланням на заяву заступника міністра нафти Єгипту С.Фахмі, 24.03.08 р. . Споживання нафти з газовим конденсатом в країні у 2007 р. склало 30,6 млн.т/рік.

Єгипет володіє найбільшою переробною промисловістю в Африці. Потужність дев'яти НПЗ становить 726 тис.бар./добу.

Постачання газу з Єгипту

Як вже відзначалось, в 2007 р. Єгипет експортував близько 16 млрд.куб.м, у т.ч. понад 90% у вигляді СПГ. Плани по збільшенню експорту природного газу також, в першу чергу, пов'язані з СПГ-проектами (більш докладно див. концепцію постачання на територію України єгипетського зрідженого природного газу [54]).

Далі викладено можливості Єгипту щодо експорту газ трубопровідним транспортом.

До Йорданії

Експорт газу з Єгипту було започатковано через трубопровід з родовищ у Середземному морі до Йорданії. Перші потоки газу надійшли у липні 2003 р., сукупна потужність газопроводу 10 млрд.куб.м/рік може забезпечити постачання ресурсу і на інші ринки. За даними ВР, фактично у 2007 р. з Єгипту до Йорданії газопроводом було поставлено 2,35 млрд.куб.м/рік.

До Лівану

Газову угоду між Єгиптом та Ліваном було підписано 25 січня 2004 р. Відповідно до попередніх планів, Ліван міг би отримувати газ по газопроводу з Єгипту, через Йорданію, Сирію вже у червні 2008 року, але наразі постачання не розпочаті Alexander's Gas&Oil Connections, News&Trends; Middle East, volume 13, issue #5 - Tuesday, March 18, 2008.

Постачання газу до Лівану - частина «Пан-арабського газопроводу», який з'єднує щонайменше сім держав. Потужність газопроводу - 10 млрд.куб.м/рік єгипетського газу, з подальшим збільшенням для постачання до Туреччини та Південної Європи. Газопровід вартістю 1 млрд.дол.США візьме початок в єгипетському порту Саід (Said) та закінчиться в сирійському порту Банйяс (Banyas), проходячи через йорданський порт Акаба (Aqaba) та електростанцію Ріхаб (Rihab).

Будівництво газопроводу в Єгипті та Лівані вже закінчено, але залишились деякі роботи на сирійській ділянці.

Ліван покладає великі сподівання на газ, у т.ч. і СПГ, для роботи електростанції Бедаві (Beddawi), будівництво якої коштувало країні 300 млн.дол.США. Зараз станція працює на мазуті. Електростанція Beddawi, потужністю 450 МВт/рік, виробляє 1/3 частину ліванської електроенергії та покриває 25% потреб країни. Міністр енергетики також вважає, що Лівану потрібна ще одна електростанція потужністю 450 МВт на півночі, що працює на СПГ. Але даний проект потрібно впроваджувати за підтримки приватних інвесторів.

До Ізраїлю

Згідно меморандуму про взаєморозуміння Platts з посиланням на повідомлення президента EGAS М.Латіф (Mahmoud Latif), 18.03.08 р. (підписаний 26.02.05 р.) між двома країнами постачання газу обсягом до 7 млрд.куб.м/рік повинно здійснюватись через 100 км газопровід - від єгипетського Аль Аріш до ізраїльського Ашкелон.

Незважаючи на суспільний осуд, і гарячі дебати в єгипетському парламенті, постачання єгипетського природного газу до Ізраїлю було розпочато на початку травня 2008 року Zawya, Upstream з посиланням на державну Енергетичну корпорацію (Israel Electric Corp), 01.05.08 р..

Експорт газу було розпочато після підписання угоди між компаніями Israeli Electricity та East Mediterranean Gas Company (EMG) на постачання 1,7 млрд.куб.м/рік газу до Ізраїлю протягом 20 років (на 15 років з можливістю подовження на 5 років). Вартість угоди 2,5 млрд.дол.США.

Відкриття родовищ та діяльність іноземних компаній на родовищах Єгипту

BP працює в Єгипті вже понад 40 років, переважно у сфері розвідки та видобутку нафти і газу. Зараз на частку «ВР-Єгипет» припадає 40% сукупного обсягу видобутку нафти в країні.

В кінці січня 2008 р., компанія BP оголосила про відкриття великого нафтового родовища в Єгипті на території концесії Північний Шадван (North Shadwan) - у південній частині Суецької затоки. Концесію Північний Шадван спільно розробляють компанії ВР (50%) и TriOcean Energy (дочірнє підприємство Egypt Kuwait Holding Co.).

Дане відкриття стало першим за останні 10 років у південно-східному районі Суецької затоки та першим, яке ВР виконала за допомогою сучасних методів збору сейсмічної інформації.

Обхідна свердловина North Shadwan 394-1A (NS 394-1A) наштовхнулася на 68-метровий нафтовий пласт високопродуктивної структури Nubia, а нафта, видобута з свердловини має характеристики легкої - 37^oAPI. Глибина свердловини становить 3935 м.

Ще одне нововідкрите родовище компанія ВР назвала Satis 1. Воно розташовано в периметрі El Burg (в дельті Ніла), його важливе значення для ВР зумовлюють наступні обставини. Пробурена в квітні 2007 р. розвідувальна свердловина робилась до рекордної глибини для дельти Нілу - понад 6,5 тис.м і є першим значним, з високим тиском і температурою, шельфовим відкриттям періоду Oligocene. Воно також є третім глибоким нововідкритим родовищем компанії в дельті Нілу (після Raven та Taurus Deep).