Главная > Актуальные комментарии > ТЭК > Потенциальные конкуренты «Газпрома» на юге Европы

Потенциальные конкуренты «Газпрома» на юге Европы

Рынок Старого Света привлекает внимание и некоторых не столь известных пока производителей

Сегодня внимание СМИ главным образом концентрируется на возможных проблемах «Северного потока – 2», которые связаны почти исключительно с правоприменением Третьего энергетического пакета. Однако планам «Газпрома» по «Турецкому потоку» могут помешать не столько политические препятствия, сколько реальные конкуренты. Прежде всего, кроме Алжира и Катара, на европейский юг нацелились и такие газодобывающие страны, как Ливия, уже имеющая свой газопровод для Европы Greenstream. Этот газопровод проложен по дну Средиземного моря для транспортировки природного газа из Ливии в Италию (на остров Сицилия), длина нитки газопровода составляет 540 км. Принадлежит ливийской Национальной нефтяной корпорации и итальянской нефтегазовой корпорации Eni. Greenstream – важнейшая составляющая совместного проекта по разработке газовых месторождений Западной Ливии Western Libya Gas Project, осуществляемого этими же предприятиями. Протяженность газопровода Greenstream составляет 540 км – от мощной газокомпрессорной станции в городе Меллита до газоприемного терминала в сицилийском городе Джела.

Ливийский вариант

Greenstream – один из самых глубоководных из всех существующих нефте- и газопроводов. Так, к востоку от Мальты участок газопровода достигает глубины 1127 м (более глубоководным считается только российский «Голубой поток», где есть участки, проложенные на глубинах до 2200 м). Газопровод обеспечивается запасами газовых месторождений Bahr Essalam, Bouri Field и Wafa field, расположенных в пустыне Сахаре, вблизи границы с Алжиром, в 530 км от Меллиты. Стоимость проекта составила 6,6 млрд долл. Пропускная способность Greenstream позволяет доставлять 8–11 млрд куб. м природного газа в год. При Каддафи «Газпром» пытался взять под свой контроль поставки газа как из Ливии, так и из Нигера. Но свержение Каддаффи и последовавшая за тем гражданская война отодвинула эти планы на более длительный срок. В свое время в материалах «Независимой газете» эксперты отмечали  «приток инвестиционного капитала», что позволяло  газодобыче в Ливии развиваться быстрыми темпами, чему способствовало и снятие со страны санкций ООН в 2003 году. Ожидалось, что в перспективе ливийский газ мог занять значительную долю на европейском рынке. Тогда определенную роль в этих проектах пытался играть «Газпром». В случае успеха переговоров по газовым проектам с Алжиром или вхождения «Газпрома» в проект Транссахарского газопровода влияние  «Газпрома» и его нынешних конкурентов из африканских стран на Европу могло значительно усилиться. Однако, как известно, все эти проекты пока положены в долгий ящик из-за военно-политической ситуации в регионе. 

На сегодня, как уже отмечалось в материалах «НГ-энергии», главным реальным конкурентом для «Газпрома» может выступить Катар, но только после полномасштабного освоения Северного месторождения (North Pars), которое ожидается через несколько лет. Однако на горизонте появляется еще и другой серьезный конкурент. Речь идет об Иране и разработке им газового месторождения South Pars, в котором участвует и французская нефтегазовая компания Total. South Pars – это северная (иранская) часть гигантского газового месторождения (Северный/Южный Парс), которая расположена в Персидском заливе к северо-востоку от Катара. На долю South Pars приходятся 8% мировых запасов газа и 50% суммарных запасов газа Ирана.

Соглашение о разработке 11-го сектора, или фазы месторождения South Pars, которое, кстати, является крупнейшим газовым месторождением в мире, со стороны Тегерана подписала Национальная иранская нефтяная компания (National Iranian Oil Company). Еще один участник проекта – китайская China National Petroleum Corporation (CNPC). В соответствии с договором французская компания получает 50,1% в проекте, CNPC – 30%, а Иран – оставшиеся 19,9%.

Стоимость разработки 11-й фазы месторождения оценивается в 4 млрд долл., проектная мощность месторождения – почти 2 млрд куб. футов (56,6 млн куб. м) газа в сутки, или около 400 тыс. барр. нефтяного эквивалента.

Начало промышленной эксплуатации месторождения намечено на 2020 год. Поставки Ираном газа с этого месторождения в Европу могут осуществляться только танкерами.

Израильские проекты

Менее известны проекты экспорта газа в Европу с израильских и кипрских месторождений в Средиземном море. Речь идет о газопроводе EastMed протяженностью в 2 тыс. км по дну Средиземного моря от израильского месторождения Leviathan через кипрское месторождение Aphrodite с выходом на берег у итальянского города Бриндизи. Leviathan – крупнейшее из обнаруженных в нулевые годы газовых месторождений, его суммарные запасы составляют более 450 млрд куб. м. Кроме этого, рядом с Leviathan в 2015 году у берегов Египта итальянская нефтегазодобывающая компания ENI обнаружила другое гигантское месторождение голубого топлива под названием Zohr. Сегодня его потенциал оценивается в 850 млрд куб. м.

Мощность газопровода EastMed может составить до 16 млрд куб. м газа в год, что сопоставимо с тем объемом, который Россия предполагает поставлять на юг Европы по одной из двух ниток строящегося «Турецкого потока». При этом израильский газ имеет явное преимущество в глазах европейцев перед российским: он не увеличивает зависимость ЕС от РФ. Расходы на строительство газовой инфраструктуры в Восточном Средиземноморье оцениваются в 6 млрд евро.

Кроме общего газопровода Греция, Израиль и Кипр планируют построить и объединяющую электросеть, расходы на которую составят около 3 млрд евро.

Политические риски, в частности, связаны с тем, что израильское законодательство утверждает приоритет внутренних потребностей страны, а не экспортных доходов частных компаний. А по израильским законам, 40% газа должно оставаться в стране. Еще одна группа рисков связана с позицией Турции, которая хотела бы укрепить свои позиции газового хаба и поучаствовать в транзите и российского, и израильского газа. Но и у Греции есть аналогичные амбиции. Определенные риски создает неурегулированность прав на морские месторождения Кипра. Если удастся урегулировать все имеющиеся проблемы, то EastMed может начать работать ориентировочно в 2025 году.

По мнению специалистов, газовые месторождения Египта, Израиля и Кипра, таким образом, могут стать важными альтернативными источниками для поставок газа. По оценкам, в течение 25–30 лет  Zohr и Leviathan могли бы давать до 50 млрд куб. м ежегодно. Однако реальные поставки в действительности скорее всего окажутся скромнее. «Из-за истощающихся месторождений Египет превратился несколько лет назад в импортера газа, и в этом году потребление газа в стране превысит его добычу на 11–12 млрд куб. м», – сообщал портал EurAsia Daily. Да и вряд ли европейский рынок станет единственным для этих месторождений. Сегодня поставки голубого топлива из Zohr и Leviathan идут в Иорданию, Палестину и Ливан. Как результат, Leviathan и Zohr вряд ли смогут обеспечить Европе больше чем 20–25 млрд куб. м газа в год.

Есть по средиземноморскому газу и другие вопросы: его доставка и цена. Как утверждает консалтинговое агентство Stratas Advisors, приемлемая цена добычи газа на израильском Leviathan составляет сегодня около 52 долл. за 1000 куб. м. Другой вопрос, какой окажется конечная цена для потребителя в Европе. А себестоимость добычи газа с месторождения Zohr составляет около 157 долл. за тысячу куб. м. При этом, как сообщают египетские СМИ, Каир покупает газ из месторождения уже по 207–214 долл.

По данным «Газпрома», актуальная себестоимость добычи газа корпорацией  составляет 20 долл. за 1000 куб. м с налогами. Но в данном случае при расчетах необходимо учитывать курс рубля по отношению к доллару, и поэтому этот показатель может отличаться. По отчетности «Газпрома», расчетные значения себестоимости практически не отличаются от данных Росстата по стране. Себестоимость добычи ниже трубопроводных цен в Западной Европе  в 9,7 раза, а на внутреннем рынке – в 2,6 раза.

По данным печати, в первой половине 2015 года «Газпром» оценивал затраты на транспортировку в 59 руб. за 1000 куб. м на 100 км. Среднее расстояние от месторождений «Газпрома» до границы  3200 км, напоминает в материалах газеты «Ведомости» заместитель директора Фонда национальной энергобезопасности Алексей Гривач. Таким образом, транспортные затраты «Газпрома» только в России – около 1888 руб. за 1000 куб. м.

С учетом транспортировки, экспортной пошлины, НДПИ и инвестиционной составляющей (позволит окупить недавно запущенные проекты) стоимость российского газа составит 130–140 долл. за 1000 куб. м, стоимость газа с месторождений, инвестиции в которые уже окупились, меньше, оценивает эксперт Vygon Cоnsulting Мария Белова. Себестоимость российского газа без учета экспортной пошлины – 80–85 долл. за 1000 куб. м, подсчитал Гривач. Это означает, что израильский газ вполне может конкурировать на европейском рынке с российским газом. 

Автор: Олег Никифоров

Источник: Независимая газета, 12.12.2017


Аналитическая серия «ТЭК России»:

В поисках лучшего налогового режима для нефтегаза: продолжение фискальных экспериментов
Налоговая тема стала абсолютным хитом 2018 года. Правительство в очередной раз решило переписать правила игры.Основным предлогом стал новый иннаугурационный Указ президента Путина. Выяснилось, что на новые объявленные национальные проекты не хватает около 8 трлн рублей. И кабинет министров недолго думал, где взять эти средства. Речь идет о внедрении новаторской для РФ системы налогообложения, которая позволила бы перейти от налогообложения выручки к налогообложению прибыли. Нефтяные компании годами боролись за это. Однако сегодня они не выглядят довольными, не спеша переходить на новый налоговый режим, а требуя сохранения старых добрых льгот.
Итоги разворота на Восток в нефтегазовом секторе
План поворота на Восток начал реализовываться в нефтегазовом комплексе РФ еще задолго до очередного обострения отношений с Западом. Мотивы у него были самые прагматичные. Потребление нефти и газа в Азии росло, а низкие собственные запасы позволяли уверенно прогнозировать выход азиатских стран на первые места в списке импортеров углеводородов. А вот у России на Востоке как раз есть запасы нефти и газа, которые можно монетизировать. етыре с лишним года жизни под санкциями показали, что и с политической точки зрения поворот на Восток оказался оправдан. Каковы же его реальные результаты?
Новая структура власти и ТЭК: переформатирование системы госуправления отраслью
За майской инаугурацией Путина последовало переформатирование российского правительства, а затем и в целом системы исполнительной власти. На первый взгляд кажется, что изменения носят косметический характер. Не только премьер, но и многие министры сохранили свои посты. Но на самом деле кадровые новации весьма масштабны, и нефтегаза они касаются напрямую. Перестановки еще не закончены – в некоторых министерствах продолжаются активные чистки и структурные изменения. Но основные игроки все же расселись по своим креслам, и можно подвести первые итоги переформатирования системы управления нефтегазовой промышленностью.
Мировой рынок нефти: к каким ценам готовиться?
Санкции в отношении российского нефтегаза: кольцо сжимается

Все доклады за: 2016 , 15 , 14 , 13 , 12 , 11 , 10 , 09 , 08 , 07 гг.

PRO-GAS
Рейтинг@Mail.ru Rambler's Top100
О Фонде | Продукты | Услуги | Актуальные комментарии | Книги | Выступления | Клиенты | Цены | Карта cайта | Контакты
Консалтинговые услуги, оценка политических рисков в ТЭК, интересы политических и экономических элит в нефтегазовой отрасли.
Фонд национальной энергетической безопасности © 2007
  Новости ТЭК   Новости российской электроэнергетики