Битвы газовиков за Южную Европу

Нормализация отношений с Турцией позволяет России вернуться к проекту «Турецкий поток». Фото Reuters

Газовая промышленность России стоит перед серьезными вызовами. Поэтому в числе первоочередных задач целесообразно сосредоточиться на достижении докризисного уровня добычи и основные силы и ресурсы  направить на энергосбережение. Ведь в России ежегодно неэффективно сжигается около 100 млрд куб. м газа. Спрос на газ в развитых странах мира, включая США, сократился на 50 млрд куб. м, то есть на 5%, а в Европе – на 8%. Закупки российского газа снизились. По прогнозу МЭА, уже  к 2020 году возникнут избыточные мощности по производству и доставке газа.

С учетом того, что на обозримый период отечественной и европейской энергетике не требуется больших объемов газа, и трудно изыскать крупные капиталовложения, отложено освоение арктического Штокмановского месторождения. Напротив, поскольку спрос на газ в Юго-Восточной Азии относительно увеличивается, ускорены  проекты «Сахалин-3» и «Сахалин-4». Самые большие инвестиции на перспективу намечены для программы освоения полуострова Ямал, проектов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Направление Причерноморья в данный момент не приоритетно.  

Тенденции спроса

Тем не менее, по мнению экспертов международной нефтяной компании BP, мировой спрос на энергоносители к 2035 году увеличится на 41%, половина прироста придется на Индию и Китай. Последний обгонит страны ЕС по энергопотреблению. Российский газ обеспечивает треть потребностей европейского рынка, примерно 145–150 млрд куб. м, транзит в Европу из стран Центральной Азии – до 50 млрд куб. м. Россия останется самым крупным поставщиком энергоресурсов, ее экспорт составит 736 млн т н.э. (нефтяного эквивалента) Газ сохранит лидирующую роль в энергобалансе континента – 50% (сейчас – 54%). Энергоемкость российского потребителя будет вдвое выше среднего по ОЭСР. Замещение газа углем, развитие новых газовых провинций займет 10–15 лет и более.          

Газотранспортная система всех стран СНГ в суммарных показателях уступает по мощности российской примерно вдвое (77,7 тыс. км газопроводов против 150,2 тыс. км). Однако практически все страны СНГ обладают магистральными газопроводами, по которым газ перекачивается от месторождений к потребителям в третьи страны, в первую очередь на юг Европы. Без использования системы стран СНГ ОАО «Газпром» лишает себя существенной части зарубежного рынка. Этим транзитным потенциалом стран СНГ и объясняется интерес к ним со стороны «Газпрома». 

 Стоимость реконструкции газотранспортных сетей настолько велика, что национальные компании зачастую не могут привлечь достаточно капитала. Однако российская энергетика отделена от центров европейского потребления кольцом стран, которые поэтому контролируют российский и центральноазиатский энергетический экспорт. Необходимо искать обходные маршруты для российских энергоносителей, и эта функция стала естественной для стран Причерноморья.

Добыча и транспортировка газа требуют очень сложной и дорогой инфраструктуры, поэтому разработка газового месторождения обычно происходит параллельно с заключением долгосрочных контрактов между производителями и потребителями. Конкуренция на европейском рынке  газа усилится, а  это означает, что юг Европы может рассчитывать на энергетические  ресурсы преимущественно тех стран, логистика которых делает невыгодным поставки топлива в Северную и Центральную Европу, главный регион-потребитель энергии. 

Страны ЦАР и Каспийско-Черноморского региона владеют существенными запасами природного газа: 12% от мировых – 22 трлн куб. м. (Для сравнения, в России – 24 трлн куб. м.) Уже сейчас они являются крупными экспортерами газа в Европу и страны СНГ. Природный газ ЦАР минимум на 10–15% дешевле у потребителей, чем газ Ближнего Востока и Северной Европы и на 30–35% – чем тюменский газ. Почти весь экспорт идет по газопроводам через Россию, но этот маршрут ограничен слабостью самостоятельных коммуникаций с европейским (мировым) энергетическим рынком.

Трубопроводы через Черное море

Проектируются трассы газопроводов через Черное море. Первоначально это был «Южный поток» (длина по морю от Береговой до Бургаса (Болгария) – 900 км, глубина  моря – 2150 м, агрессивная сероводородная среда). Мощность двух ниток – до 32 млрд куб. м газа в год. Главная цель была – исключить Турцию из газоснабжения юга Европы и направить потоки туркменского (и части тюменского) газа в Южную Европу. ЕС добился приостановки этого проекта. 

 Сейчас на острие проектной программы «Турецкий поток». Прокладка трубы через Черное море периодически останавливается, хотя и был заключен соответствующий контракт со специализированной фирмой. В данный момент работы на отдельных участках морской трассы производятся силами подрядчиков из Италии и России.

Основные производители и потребители газа на юге Европы. Общий объем потребления природного газа в Европе в 2015 году составил 570 млрд куб. м, он растет на 6,2% в год. Основным внешним поставщиком газа на европейский рынок продолжает оставаться Россия, однако ее доля в континентальной структуре потребления газа снизилась: российский природный газ потерял значительную часть европейского рынка. Это по большей части связано с появлением новых вариантов газовых поставок, включая подводные газопроводы из Северной Африки и СПГ из Катара, а в перспективе – сланцевого СПГ из США.    

Центры производства газа для юга Европы. Перспективным поставщиком является Туркменистан. Общие геологические запасы в этой стране оцениваются в 71,21 млрд т у. т., 18,2 млрд т – морского шельфа. В центральной части страны сосредоточено 80% добычи. Целью Туркменистана к 2030 году является добыча газа до 250 млрд куб. м,  экспорт – до 180 млрд куб. м. В основном газ экспортируется в бывшие союзные республики, но наряду с этим – в Европу. 

Объем газа, поставляемого в страны ЕС из Азербайджана, – 10 млрд куб. м в год, что составляет 2% ежегодного потребления Содружества, равного 560 млрд куб. м. Для сравнения – «Газпром» продает Европе в 15 раз больше.

Российский газ поставляется главным образом в страны Центральной и Восточной Европы, африканский импортируется Испанией, Италией, Португалией и южными районами Франции. Можно полагать, что с развитием поставок СПГ из Катара и США потребности континента будут обеспечены  практически полностью. Маршруты из Африки в южные страны Европы менее протяженны, а условия прокладки по морским шельфам лучше, чем у их главного конкурента – «Южного потока».          

Вместе с тем нельзя не принимать во внимание, что, хотя политическое  положение в «газовых странах» – Алжире и Тунисе – относительно стабильно,  Северная Африка в последние годы вошла в политический кризис, а месторождения и газопроводы в Центральной Африке размещены в зоне межплеменных, а теперь уже и межгосударственных конфликтов. Война в Сирии является угрозой для транспортных путей газа и нефти из Ирана и стран ЦАР.

Власти Европы в последние годы предпринимают шаги по усилению безопасности поставок энергоносителей, причем в обстановке падения собственной добычи этого приходится добиваться и путем либерализации европейского газового рынка. Последнее опирается на принятый в последние годы Третий энергетический  пакет, согласно которому важнейшими задачами в энергетической сфере являются обеспечение энергетической эффективности и диверсификация импорта природного газа.  

Конкурирующие варианты газоснабжения юга Европы

Новый болгарский премьер Бойко Борисов склонен проявлять независимость от Брюсселя в вопросах поставок российского газа. Фото Reuters

Известна информация по поискам газа в средиземноморской акватории Израиля, который намерен полностью обеспечить потребности этой страны и создать потенциал для экспорта газа в Южную Европу. Прогнозные запасы природного газа шельфов Израиля оцениваются в 1 трлн куб. м. Запасы природного газа разведаны и на шельфах островов Крит (1,5–3,5 трлн куб. м) и Кипр (150–230 млрд куб. м). 

Первоначально маршрутом, по которому газ доставлялся в Европу, была крупнейшая в мире шельфовая система газопроводов. По ней газ, добытый на месторождениях Северного моря, поступал в Германию, Великобританию, Францию, Бельгию – то есть центральноевропейские страны. На этот же регион была ориентирована система трубопроводов из Западной Сибири «Ямал–Европа» по доставке российского газа через Россию и страны-транзитеры. 

На юг Европы проложены газопроводы, по которым газ с месторождений в Алжире поступает на рынки Италии и Испании. 

Протяженность глубоководного газопровода Greenstream составляет 540 км – от газокомпрессорной станции в городе Mellitah до терминала в сицилийском городе Джела. К востоку от Мальты участок газопровода проложен на глубине 1127 м (более глубоководным считается только российский «Голубой поток», где есть участки на глубинах до 2200 м). Газопровод обеспечивается запасами газовых месторождений в пустыне Сахаре вблизи границы с Алжиром, в 530 км от моря. Диаметр газопровода равен 810 мм, пропускная способность – 8–11 млрд куб. м в год. Стоимость проекта составила 6,6 млрд долл. 

Газопровод из Алжира в Испанию. Трубопровод имеет длину 1620 км (1010 миль), его  первоначальная стоимость составила 2,3 млрд долл. Пропускная способность сначала была 8,6 млрд куб. м в год, в дальнейшем возросла до 12 млрд куб. м. Разворачивается сооружение новой системы трубопроводов из Африки и Ближнего Востока.     

Планируется строительство газопровода Израиль–Кипр– Греция длиной 1400 км через Средиземное море; глубина в основном 800 м, максимальная глубина – 2000 м.

События января 2009 года (конфликт Украины и «Газпрома») показали, что для основных потребителей газа в Европе жизненно необходимо оградить себя от монополии поставщиков и снизить влияние транзитных стран. Этим целям призваны служить несколько перспективных проектов, среди которых, в частности, «Южный газовый коридор», включающий несколько альтернативных вариантов поставки газа в Южную и Центральную Европу от месторождений стран Каспийского бассейна. 

Самый значащий из них и потому имеющий перспективы – это  «Южный поток» (South Stream) протяженностью 2446 км. Это российско-итальяно-французско-немецкий проект газопровода, который пройдет по дну Черного моря из Анапского района в болгарский порт Варну. Далее две ветви пройдут через Балканский полуостров в Италию и Австрию; пока их точные маршруты не утверждены. Строительство газопровода началось 7 декабря 2012 года, но окончание по политическим мотивам отсрочено.

Проектная мощность «Южного потока» – 63 млрд куб. м газа в год. Оценочная стоимость проекта – 16 млрд евро. Проектируются четыре нитки по 15,58 млрд куб. м, из них по морю – 900 км, глубина – до 2250 м.

Конкурентом «Южного потока» выступает «Набукко» – пока не реализованный магистральный газопровод протяженностью 3300 км из Туркмении и Азербайджана в страны ЕС, прежде всего Австрию и Южную Германию. Проектная мощность – 26–32 млрд куб. м газа в год. Прогнозируемая стоимость проекта – 7,9 млрд долл.  Для загрузки газопровода «Набукко» было предложено несколько месторождений в Иране («Южный Парс»), Азербайджане («Шах-Дениз»), Туркмении («Довлетабад») и др.

По оценкам компании BP, реальная стоимость проекта составляет около 14 млрд евро; удорожание связано с ростом цен на сырье, в частности для выплавки металла для труб. Подготовка проекта велась с 2002 года. 

Первоначально строительство планировалось начать в 2011 году, а завершить к 2014 году, однако реализация проекта несколько раз откладывалась из-за проблем с возможными поставщиками газа. Пока  сроки запуска проекта сдвинулись к 2018 году. 

Итак, за доступ на газовый рынок юга Европы конкурируют Северная Африка и, потенциально, Израиль, с одной стороны, и юг России плюс  страны Центральной Азии и Иран – с другой.

Эффективность маршрутов

Запасов в месторождениях стран-претендентов достаточно для многолетних поставок, поэтому эффективность логично проводить по критерию протяженности газопроводов и сложности маршрутов. Итоги сравнения таковы (размещены по убывающей эффективности):

1. Из Алжира в Италию. Протяженность газопровода 540 км, пересекает глубины 1127 м. Газопровод обеспечивается запасами газовых месторождений в пустыне Сахаре, 530 км от моря. Стоимость проекта составила 6,6 млрд долл. Пропускная способность – 8–11 млрд куб. м.

2. Газопровод Израиль–Кипр– Греция. Протяженность – 1400 км, через Средиземное море; средние глубины 800 м, максимальная глубина – 2 тыс. м. Запасы газа – 2,5–3 трлн куб. м, возможные поставки – до 10 млрд куб. м газа в год.

3. Из Алжира в Испанию. Трубопровод имеет длину 1620 км. Первоначальная стоимость составила 2,3 млрд долл., пропускная способность – 12 млрд куб. м природного газа в год. Возможное расширение системы – новый газопровод «Медгаз» между Алжиром и Испанией, проходящий по дну моря, имеет протяженность 210 км, пропускная способность – до 8 млрд куб. м газа в год.

4. «Южный поток» – 2446 км, четыре нитки по 15,58 млрд куб. м, из них по морю – 900 км, глубина – до 2250 м. Запасы газа Туркмении, юга России и Ирана – свыше 50 трлн куб. м.

5. «Набукко» – магистральный газопровод протяженностью 3300 км из Туркмении и Азербайджана в страны ЕС, прежде всего Австрию и Южную Германию. Проектная мощность –26–32 млрд куб. м газа в год. Последняя проектная стоимость – 14 млрд долл. 

Очевидно, что маршруты из Африки в южные страны Европы менее протяженны, а условия прокладки по морским шельфам лучше, чем у их главного конкурента – «Южного потока». Преимущества «Набукко» – он проходит по суше и позволяет производить отбор газа практически по всему маршруту через  Юго-Восточную Европу.

К 2015 году для стран ЕС ожидаются следующие показатели по нефти и нефтепродуктам: потребление 830–700 млн т, импорт 730–600 млн т. Нефтяные потоки Причерноморья обусловлены ситуацией на южном фланге СНГ – в странах Центрально-Азиатского региона. 

Подавляющая часть запасов нефти ЦАР сосредоточена в Казахстане, Туркменистане и Азербайджане. Добыча и производство нефти колеблется в пределах  80–90 млн т, потребление – на уровне 20 млн т нефти в год. 

С учетом намерений ЕС по диверсификации поставок энергоносителей на европейский рынок процесс завоевания рынка Европы каспийской нефтью имеет хорошие перспективы. Условия добычи углеводородов в странах ЦАР легче, чем в Тюмени, тем более – на  новых площадях северных морей России. Соответственно ниже себестоимость добычи и потребность в инвестициях.

Однако центральноазиатские страны СНГ пока не имеют самостоятельного, минуя Россию, выхода на европейский и мировой рынки углеводородов. Все эти маршруты и сам выход из Черного моря к Средиземному лимитирует пролив Босфор, пропускная способность которого недостаточна, а экологические требования к судам все более ужесточаются.

Мощности магистральных нефтепроводов удовлетворяют потребностям перевалки из Каспийского в Черное море: пропускная способность нефтепровода Баку–Супса – 6 млн т с возможностью увеличения до 15 млн т в год, нефтепровода Баку–Новороссийск – до 15 млн т в год. Новый маршрут Тенгиз–Новороссийск (1-я очередь) имеет пропускную способность 28 млн т в год с возможностью наращивания до 67 млн т в год. 

Вместе с тем страны региона не в полной мере контролируют объемы поставок и цены на свое энергетическое сырье. Их географическое положение ставит нефтяной экспорт в жесткую зависимость от геополитических и экономических реалий Кавказского региона, соотношения мировых и региональных конкурирующих сторон. Поэтому Туркмения и Азербайджан ищут возможности энергетического взаимодействия с приграничными им Ираном и Турцией.

По нашим оценкам, для того чтобы обеспечить независимый выход нефти и газа ЦАР в Европу (для СПГ – в Атлантический океан), потребуется суммарно 30–35 млрд долл. в течение 10–15 лет. Это должны быть прямые инвестиции в строительно-монтажные работы, бурение, закупку оборудования, геологические работы. 

Главный шанс России на активное участие в черноморско-каспийском нефтяном проекте лежит в нашем совместном прошлом: специалисты республик ЦАР и Казахстана в массе своей русскоязычны, многие учились в российских вузах. 

Негативным фактором является политика энергетических монополий. Особенно это сказывается в вопросе транзита через Каспий, Грузию и Черное море и очередности в использовании нефтяными танкерами проливов Босфор и Дарданеллы. 

Пока же нефть южного фланга России экспортируется по железной дороге, что связано с дополнительными затратами нефтяных компаний, которые превышают 1 млрд в год, составляя примерно 35–50 долл/т.