Главная
Статьи
Мероприятия
Новости
Партнеры
Авторы
Контакты
Вакансии
    Рекламодателям    
    Архив    
         
         
         
 
  return_links(1); ?>
 

Журнал "Мировая энергетика"

Архив Статей

Июль 2008 г.

 
    return_links(1); ?>   return_links(1); ?>   return_links(); ?>  
     
 

Когда пойдет "большая нефть" Бразилии?

 
   

Непрерывный рост производственных мощностей и совершенствование технологий разведки и добычи углеводородов дали возможность Бразилии в последнее время достичь ощутимого прогресса в нефтегазовой промышленности. Стала реальной не только давняя мечта о достижении самообеспеченности, но и возможность вхождения страны в число крупных игроков на мировом рынке традиционных энергоносителей.

 

 
 

Вадим ТЕПЕРМАН,
директор Центра экономических исследований Института Латинской Америки РАН, к.э.н

 
 
Непрерывный рост производственных мощностей и совершенствование технологий разведки и добычи углеводородов дали возможность Бразилии в последнее время достичь ощутимого прогресса в нефтегазовой промышленности. Стала реальной не только давняя мечта о достижении самообеспеченности, но и возможность вхождения страны в число крупных игроков на мировом рынке традиционных энергоносителей.

Впервые Бразилия серьезно испытала энергетический кризис 35 лет назад. Нефтяной шок 1973 г. стал одним из важнейших факторов, покончивших с т.н. бразильским экономическим чудом (1968-1974 гг.), когда годовые темпы прироста национальной экономики составляли 10%, а промышленного производства - 11%.

Для сокращения зависимости от импорта углеводородов бразильское руководство обратило внимание на имевшиеся в изобилии биоресурсы. В 1975 г. в стране началось выполнение программы Pro Alcohol по снижению потребления бензина и замене его этиловым спиртом, вырабатывавшимся из сахарного тростника, по выращиванию которого страна традиционно являлась одним из мировых лидеров. Спирт смешивался с бензином на АЗС при наиболее стандартном соотношении 24:76, с 1977 г. использование бензино-спиртовых смесей в автомобилях стало обязательным.

С конца 1970-х началось производство автомобилей, приспособленных к топливу с более высоким содержанием спирта. Их выпуск возрос с 3 тыс. в 1979 г. до максимального показателя 620 тыс. в 1986 г., что составило 76% от всего автомобильного производства в стране.

Программа Pro Alcohol дала возможность за четверть века сэкономить на импорте горючего 50 млрд долларов. Однако резкое падение мировых цен на нефть начиная со второй половины 1980-х привело к приостановке ее реализации. В 1998 г. было выпущено всего 1, 2 тыс. автомобилей, приспособленных к биотопливу, или 0, 8% от суммарного производства в стране.

С новым взлетом нефтяных цен в начале 2000-х Бразилия вернулась к активному использованию нетрадиционных источников энергии. На этот раз речь идет об этаноле - виде горючего технологически более сложном, однако имеющим в основе все тот же этиловый спирт, вырабатываемый из сахарного тростника. Посевы его в новом веке увеличились на 5%, всего же под выращивание культур, используемых для получения биотоплива, отведено свыше 1% посевных площадей страны.

Парк автомобилей, рассчитанных на использование этанола, превысил 5 миллионов. В отличие от моделей 1980-х годов, они рассчитаны не на чистый спирт, а на применение смесей. Выпуск подобных автомобилей в 2003-2007 гг. увеличился с 40 до 1717 тыс., а их доля в общем объеме производства автомобильной промышленности возросла с 5% до 72%. Ныне такие известные модели, как "Шевроле", "Форд", "Фиат", "Фольксваген", "Рено", "Пежо", "Ситроен", "Хонда", "Тойота" и "Мицубиси" изготавливаются в Бразилии преимущественно в спиртобензиновой модификации. В настоящее время за счет этанола обеспечивается более 40% потребности легковых автомобилей в горючем. Литр на за правках обходится потребителю на 41% дешевле, чем литр бензина. Кроме того, применение биотоплива резко сокращает выбросы С02 в атмосферу.

Бразилия стала вторым в мире производителем этанола, уступая только США, где основой для топлива служит кукуруза, что обходится намного дороже. В 2007 г. в Бразилии было произведено 23 млрд л этанола, а в 2020 г. намечается довести его выпуск до 160 млрд литров. По экспорту же этанола страна превратилась в мирового лидера, успешно завоевывая самые разные рынки: от Швеции до ЮАР. В 2007 г. на экспорт было поставлено свыше 3, 5 млрд л этанола, в том числе 28% - в страны ЕС.

В конце 2005 г. бразильская компания Petrobras создала в Токио с японским партнером СП Brazil Japan Ethanol, главными задачами которого являются поставки этанола из Бразилии и развитие рынка этого вида топлива в Японии. Японские представители заявили даже о готовности заключить с Бразилией соглашение о свободной торговле, чтобы обеспечить бесперебойные поставки этанола. В указанном году на Японию пришлось более 10% бразильского экспорта этого продукта.

Несмотря на то, что доступ на рынки США ограничивается высокими таможенными пошлинами, туда также поступает через третьи страны бразильский этанол, по имеющимся оценкам, на сумму не менее 1 млрд долл. в год, что превосходит 1/4 его общего экспорта.

В Бразилии ускоренными темпами расширяется выпуск менее традиционного биологического топлива - биодизеля. Небезынтересно, что патент на один из наиболее применяемых ныне методов его производства был получен бразильским химиком Э. Паренте в 1977 году. Биодизель получается за счет переработки касторового, пальмового, подсолнечного, соевого и хлопкового масла, а также жиров животного происхождения.

Первая промышленная установка по производству биодизеля заработала в 2005-м г., ныне их число достигло 23. Его выпуск за 2005-2007 гг. возрос с 736 тыс. до 403 млн л, а за первую треть 2008 г. уже достиг 276 млн л, увеличившись в 2, 7 раза по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.

Поза кону, при пятому еще в 2005-м г., с 1 января нынешнего года 2%биодизе-ля в обязательном порядке используется в качестве добавки к топливу, получаемому из нефти. С введением этой меры доля импорта в потреблении дизельного топлива сократится с 7 до 5%, а затраты на него-на 410 млн долл. в год. С 2010 г. доля биодизельной добавки должна возрасти до 5%, т.е. быть доведена до нынешнего уровня в США.

Помимо решения чисто энергетических проблем развитие производства биодизеля дало возможность создать 600 тыс. дополнительных рабочих мест в сельском хозяйстве для фермеров, специализирующихся на выращивании сои, подсолнечника, хлопчатника, масличной пальмы и иных культур.

ОСВОЕНИЕ ТРАДИЦИОННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Наряду с биотопливом Бразилия прилагает немалые усилия к увеличению производства нефти и природного газа. Главным игроком в нефтегазовой отрасли является компания Petrobras, созданная в 1953 году. В настоящее время федеральному правительству принадлежит 32, 2% всего капитала компании и 55, 7% акций с правом голоса. В 1997 г. монополия Petrobras на производственную деятельность была ликвидирована, и в нефтегазовую отрасль допустили частный капитал. Ныне в ней действует около полусотни национальных и иностранных компаний.

Тем не менее, под контролем Petrobras остается свыше 95% производства нефти и более 70% пробуренных разведочных скважин. Компания продолжает оставаться фактическим монополистом в сфере транспортировки энергоносителей, ей принадлежат трубопроводы протяженностью 32 тыс. км. Из 68 нефтегазовых полей Бразилии в 2007 г. 45 разрабатывались самой Petrobras, а 14 - международными консорциумами с ее участием. Характерно, что наиболее крупные открытия последних лет были сделаны именно такими консорциумами.

Кстати, компания является и основным производителем в стране нетрадиционных источников энергии. В марте текущего года совет директоров Petrobras решил создать специализированный филиал по производству биотоплива, в который войдут подразделения по выпуску как этанола, так и биодизельного топлива. На развитие этого направления компания намерена инвестировать до 2012 г. 1, 5 млрд долларов.

Помимо производственной деятельности в самой Бразилии, Petrobras осуществляет ее еще в 16 странах, из которых промышленная добыча нефти и газа ведется в восьми, в том числе в США. Только в марте текущего года бразильская компания стала победителем торгов на проведение разведочных работ на 26 блоках в Мексиканском заливе у побережья США, а в мае консорциум с ее участием открыл крупное месторождение нефти и газа в этом регионе на глубине 2, 3 км. Свыше четверти извлекаемого Petrobras из недр природного газа приходится ныне на его зарубежные подразделения, прежде всего расположенные в Боливии и Аргентине.

Природа не обделила Бразилию запасами нефти, но три четверти их залегает на морском дне, на глубине как минимум 400 метров. Наиболее же продуктивные месторождения сосредоточены на глубинах, превосходящих 2 км. С 1974 г. основные месторождения разрабатывались в бассейне Кампус, в новом веке на первое место выдвинулся бассейн Сантос. Оба находятся в Атлантическом океане, в 250-300 км от бразильского побережья.

Неудивительно, что стоимость разведочных и эксплуатационных работ обходится Бразилии намного дороже, чем большинству стран, где нефть находится на суше или мелководье. Кроме того, основная часть освоенных к настоящему времени месторождений содержит тяжелую нефть с повышенным содержанием серы.

Специфика залегания углеводородов привела к тому, что Petrobras, во-первых, стал крупнейшим среди нефтяных компаний владельцем нефтяных буровых платформ, число которых достигло 46, а во-вторых, разработал уникальные технологии глубоководного бурения. В частности, в феврале 2008 г. начато строительство первой в стране платформы, способной извлекать с больших глубин сверхтяжелую нефть со средней плотностью 12, 8 гр API. В мае текущего года одобрена программа закупки за рубежом до середины 2012 г. еще 12 платформ для ведения работ на глубинах от 2, 4 до 3 км.

Всего же за десять лет предполагается увеличить парк бурильных установок на 40 единиц, большинство из которых намечено построить уже на бразильских верфях. Для этой цели переоборудуется сухой док в штате Риу-Гранди. Высокая технологическая оснащенность бразильской нефтяной промышленности, возможность извлечения энергоносителей с глубины от 2 до 7 км позволяют постоянно увеличивать запасы и добычу нефти. Месторождения, открытые Petrobras на конец 2007 г., достаточны для добычи энергоносителей в течение почти двадцати лет.

В 1997 г. суточное производство нефти в стране превысило 1 млн барр. (50 млн т/год), а в 2000 г. начались ее первые поставки за рубеж. Тогда же была определена задача достижения самообеспеченности нефтью к 2006 году. 21 апреля указанного года президент Бразилии Л. И. Лула да Сильва провозгласил выполнение этой задачи. Действительно, успехи налицо: ежегодная добыча нефти увеличилась за 2000-2007 гг. с 451 до 639 млн баррелей. В конце 2007 г. производство перевалило за 2 млн барр. нефти в сутки (100 млн т/год).

Тем не менее, говорить о самообеспеченности пока преждевременно. С 2000 г. импорт нефти в физических объемах меняется мало, а в отдельные годы даже сокращается. Однако с учетом роста цен он увеличился с 4, 3 млрд долл. в 2000 г. до 12 млрд по итогам минувшего года. В натуральном выражении экспорт возрос за этот период в 3, 8 раза и практически сравнялся с импортом. Стоимость же нефтяного экспорта увеличилась в 56 раз, достигнув 8, 9 млрд долларов. Таким образом, за счет разницы цен на легкую и тяжелую нефть баланс остался отрицательным для Бразилии, хотя и резко сократился.

Иная картина наблюдается в торговле нефтепродуктами, где в последние годы регулярно регистрируется положительное сальдо, в 2007 г. превысившее 800 млн долларов. Но и с учетом этого фактора совокупное сальдо торговли энергоносителями все же складывается не в пользу Бразилии. О том, что страна не достигла самообеспеченности, свидетельствует и сохранение достаточно высокой доли импортной нефти в объемах нефтепереработки - 23% в 2007 году.

Еще более напряженно складывается ситуация с обеспечением бразильских потребностей в природном газе, хотя и в этой сфере налицо положительная динамика. С 1964 г. ежегодный прирост запасов составил 7, 5%, добычи - 11, 4%. На конец 2007 г. общие запасы газа достигли 365 млрд м.куб., доказанные - 275 млрд м.куб. Для сравнения, в 2000 г. доказанные запасы составляли всего 115 млрд кубометров.

Но при этом постоянно возрастает зависимость бразильской экономики от газа, импортируемого из соседней Боливии. Поставки начались в 1999 г., после вступления в строй самого длинного в Южной Америке газопровода протяженностью 3150 км, строительство которого обошлось в 2, 15 млрд долларов. Импорт газа за 2000-2007 гг. возрос с 2, 2 млрд до 10 млрд м.куб., а в денежном выражении - со 184 млн долл. до 1783 млн, или почти в 10 раз. По итогам минувшего года уже более половины потребляемого Бразилией газа обеспечивалось за счет импорта.

ПРОРЫВ И ЕГО ПОСЛЕДСТВИЯ

С начала 2006 г. Petrobras найдено 14 продуктивных месторождений углеводородов. В ноябре 2007 г. компания заявила об открытии в бассейне Сантус на глубине свыше 7, 1 км месторождения Тупи с запасами, оцениваемыми от 5 до 8 млрд барр., что равно 40% запасов, открытых за всю историю Бразилии, и вполне сопоставимо с достоверными резервами Норвегии в 8, 5 млрд баррелей. После этого открытия резервы Petrobras превзошли запасы таких мировых гигантов, как Shell и Chevron.

Самое же главное заключается в том, что, в отличие от традиционных полей, на этот раз найдена легкая малосернистая нефть с плотностью в 28° API, пользующаяся наибольшим спросом на мировых рынках. В консорциуме, разрабатывающем месторождение, Petrobras имеет 65%, британская BG Group PLC - 25%, Petroleos de Portugal - 10%. После этого открытия международные эксперты поставили Бразилию в один ряд не только с крупнейшим производителем энергоносителей в Латинской Америке - Венесуэлой, - но и с Саудовской Аравией.

В январе 2008 г. было объявлено об еще одном месторождении - Юпитер, расположенном всего в 37 км от первого на глубине 5, 1 км и разрабатываемом совместно Petrobras, выступающей в качестве оператора, и португальской Galp Energia. На этот раз речь идет преимущественно о газовом конденсате и природном газе. Запасы нового месторождения еще не оценены даже приблизительно, посчитается, что в нефтяном эквиваленте они могут быть аналогичными тем, которые содержит Тупи, и способны полностью удовлетворить потребности страны в газе.

В апреле этого года было сделано воистину сенсационное заявление об открытии консорциумом, возглавляемым Petrobras (45%) с участием British Gas (30%) и испано-аргентинской Repsol YPF (25%), месторождения Кариока, запасы которого могут составить уже 33 млрд баррелей. В таком случае это означало бы обнаружение крупнейшего месторождения в мире за последние 32 года и третьего после Саудовской Аравии и Кувейта в истории, превышающего все достоверные запасы США в 29, 9 млрд баррелей.

Однако этот показатель вызвал серьезные сомнения у зарубежных экспертов, по мнению которых максимально возможные резервы нового месторождения не могут превосходить 10 млрд баррелей. После этого бразильские официальные лица признали, что для получения более точных сведений об истинных запасах месторождения необходимы дополнительные исследования и бурение новых скважин.

Вслед за Кариока последовали новые открытия. В мае нынешнего года Petrobras, в данном случае действуя самостоятельно, в южной части бассейна Сантус обнаружила месторождение нефти плотностью 36 гр. API, способное обеспечивать добычу 12 тыс. баррелей в сутки. В том же месяце консорциум в составе Petrobras, Shell и Galp Energia в названном бассейне открыл залежи легкой нефти на глубине около 6 км. Последнее сообщение пришло 13 июня. На том же блоке, на котором находится месторождение Кариока, и тем же консорциумом были открыты новые, хотя и значительно менее крупные залежи легкой нефти плотностью 28 гр. API.

Пока открытие новых месторождений позитивно сказалось на финансовой стороне деятельности ведущей бразильской нефтяной компании. За год ее рыночная капитализация увеличилась на 125% и достигла в мае 2008 г. 296 млрд долларов. Petrobras превратилась в первую в Латинской Америке, третью на всем американском континенте и шестую в мире компанию по этому показателю. В списке же ведущих мировых нефтяных гигантов Petrobras за один год переместилась с 11-го на 6-е место, обойдя British Petroleum и французскую Total.

В ноябре прошлого и январе нынешнего года Petrobras удалось разместить на международном рынке капиталов свои обязательства на 1750 млрд долл. под самый низкий в истории зарубежных корпоративных заимствований Бразилии процент - 5, 6.

Однако шансы превратиться в экспортера энергоносителей мирового значения начнут воплощаться в жизнь еще не так скоро. Реальная отдача с месторождений, открытых за последние три года, начнется за пределами текущего десятилетия. Так, Petrobras намерена приступить к разработке Тупи в 2010 г. с первоначальной добычей в 100 тыс. барр./сут., но потребуется еще несколько лет, чтобы полностью освоить его. К тому же для этого придется затратить от 25 до 60 млрд долларов.

Пока за I квартал 2008 г. отрицательное сальдо Petrobras в торговле энергоносителями возросло почти на 40% и достигло 775 млн долларов. На ближайшее будущее ставится задача увеличения зарубежных закупок природного газа. Уже после открытия первых двух гигантских месторождений между Petrobras и Shell было заключено соглашение об импорте сжиженного газа, а в июне текущего года подобное соглашение, предусматривающее начало поставок в середине 2009 г., подписано с British Gas. За первую треть 2008 г. стоимость закупок газа увеличилась на 80% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.

В краткосрочном плане резкий рост запасов энергоносителей в Бразилии мало скажется на торговле ими в рамках Латинской Америки. В феврале этого года с Боливией было заключено очередное соглашение о ежесуточных закупках 30 млн м.куб.газа, что соответствует нынешней максимальной пропускной способности газопровода, связывающего две страны. Не ставится под сомнение и проект ее увеличения до 44 млн м.куб./сутки.

Что же касается проектов долгосрочного сотрудничества в энергетике, то многие из них наверняка будут пересмотрены. Так, уже сейчас стало ясно, что в обозримой перспективе не суждено осуществиться самому крупному из них - "Большому южному газопроводу", который был предложен венесуэльским президентом Уго Чавесом в 2005 году. По трубопроводу протяженностью 8 тыс. км планировалось транспортировать венесуэльски и газ через бразильскую территорию в Аргентину, Парагвай и Уругвай. Стоимость проекта оценивалась как минимум в 20 млрд долл. и, по мнению Чавеса, он мог быть осуществлен в течение пяти - семи лет. Однако еще летом 2007 г. бразильские специалисты пришли к выводу, что "Большой южный газопровод" может стать реальностью лишь через 25-30 лет.

После обнаружения месторождения Тупи, которое при всех обстоятельствах будет освоено значительно раньше, "Большой южный газопровод" отложен в "долгий ящик", если не окончательно похоронен. Нельзя исключать, что крах амбициозного проекта столь же амбициозного венесуэльского президента не скажется на всей системе отношений Бразилии и Венесуэлы.

Пока сотрудничество между двумя странами в нефтяной сфере продолжается. В марте 2008 г. Petrobras и венесуэльская государственная компания PDVSA подписали соглашение о совместном строительстве НПЗ в бразильском штате Перманбуку мощностью в 200 тыс. барр./сут. и стоимостью около 4 млрд долл., на котором в пропорции 50/50 будет использоваться бразильская и венесуэльская нефть.

Открытие крупных месторождений нефти и газа в Бразилии способно повлиять и на состояние российско-бразильских отношений. Вряд ли в среднесрочной и даже долгосрочной перспективе можно предвидеть возникновение между ними конкуренции на мировых рынках энергоносителей. Если прогнозы о превращении Бразилии в мирового игрока на них и сбудутся, то логично предполагать, что главные ее устремления будут направлены на рынки, уже освоенные Petrobras - Латинскую Америку, США и Африку. Для России же важнейшее направление - европейское.

Достижение полной самообеспеченности Бразилии нефтью и нефтепродуктами, что вполне реально в довольно скором времени, не приведет к заметному сокращению российских поставок, почти на 90% состоящих из минеральных удобрений. В то же время масштабное освоение новых месторождений усиливает потенциал взаимного сотрудничества в разведке, добыче и транспортировке нефти и газа.

Пару лет назад Газпром проявлял заинтересованность в строительстве "Большого южного газопровода" и предлагал разработать ТЭО для него. С исчезновением этой возможности возникает другая - участие в прокладке газопроводов по морскому дну от новых месторождений к побережью, где опыт российской компании, накопленный на Черном и Балтийском морях, вполне может быть востребован.
 
     
     
 

Журнал "Мировая Энергетика"

Все права защищены. © Copyright 2003-2011. Свидетельство ПИ ФС77-34619 от 02.12.2008 г.

При использовании материалов ссылка на www.worldenergy.ru обязательна.

Пожелания по работе сайта присылайте на info@worldenergy.ru