Добыча нефти и газа

Иран является одним из первых центров мировой нефтедобычи, последние 100 лет ТЭК был ключевой отраслью экономики страны. Она занимает четвертое место в мире по доказанным запасам нефти (158 млрд баррелей) и второе — по запасам газа (34 трлн кубометров). Расцвет отрасли пришелся на середину 1970-х годов, когда Иран добывал около 6 млн баррелей в сутки, на тот момент около 10% мировых объемов. Но исламская революция, а затем ирано-иракская война привели к резкому спаду добычи. В 1990-е годы Ирану удалось выйти на плато примерно в 3,5 млн баррелей в сутки, а затем даже увеличить добычу с помощью иностранцев, но ужесточение санкций переломило тренд.

Иран является одним из первых центров мировой нефтедобычи, последние 100 лет ТЭК был ключевой отраслью экономики страны. Она занимает четвертое место в мире по доказанным запасам нефти (158 млрд баррелей) и второе — по запасам газа (34 трлн кубометров). Расцвет отрасли пришелся на середину 1970-х годов, когда Иран добывал около 6 млн баррелей в сутки, на тот момент около 10% мировых объемов. Но исламская революция, а затем ирано-иракская война привели к резкому спаду добычи. В 1990-е годы Ирану удалось выйти на плато примерно в 3,5 млн баррелей в сутки, а затем даже увеличить добычу с помощью иностранцев, но ужесточение санкций переломило тренд.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Основу иранской нефтедобычи по-прежнему составляют гигантские месторождения, разработка которых началась более 70 лет назад: Ахваз-Асмари, Марун и Гечсаран. Но на них добыча снижается, а из-за санкций у Ирана был ограничен доступ к современным технологиям повышения нефтеотдачи. В последние 10–15 лет государственная Иранская нефтяная компания (NIOC) сделала несколько крупных новых открытий: прежде всего это месторождения Азадеган и Ядараван, а также Азар и Шангуле на блоке Анаран. Именно в них Иран стремится привлечь иностранцев, так как, хотя стоимость поднятия нефти в стране одна из самых низких в мире, сами месторождения сложные.

Проблема остается и в устройстве отрасли. После национализации активов консорциума BP, Shell и американских компаний в 1979 году добычей нефти и газа в стране занимается NOIC или ее структуры. По конституции Ирана права на недра принадлежат народу, что делает невозможным заключение с инвесторами соглашений о разделе продукции, то есть иностранцы не могут поставить запасы на баланс. Когда Иран активно привлекал партнеров в 2000-е годы, им предлагался контракт buyback. Инвестор вкладывался в разработку месторождения, а после выхода на промышленную добычу операторство переходило NIOC, которая из выручки от продажи нефти возвращала затраты с доходностью 12–17%.

До последней волны санкций США и ЕС в 2011 году в Иране работали или собирались начать работу около 20 иностранных компаний, в том числе «Газпром», ЛУКОЙЛ, «Зарубежнефть», «Газпром нефть». Почти все они ушли. Формально остались только китайские CNPC и Sinopec, но, по словам источников “Ъ”, активных работ на полученных лицензиях на Северном Азадегане и Ядаваране и они не вели из-за сложностей с проводкой финансирования.

После снятия санкций Иран в условиях падения цен на нефть обещал предложить инвесторам более привлекательные условия, но пока так и не обнародовал детали. При этом все иностранцы, в том числе россияне, уже заявили, что на условиях buyback не вернутся. Пока ни один новый контракт не подписан, хотя Тегеран периодически заявляет об этом. В конце марта прошлого года иранское гостелевидение объявило о подписании соглашения с французской Total по разработке Южного Азадегана, но компания быстро уточнила, что речь идет лишь о меморандуме о взаимопонимании. Единственный реальный новый контракт — с той же Total не на добычу, а на продажу 150–200 тыс. баррелей в день иранской нефти.

У российских нефтяников, особенно тех, кто работает в Восточном Ираке, основной интерес вызывает блок Анаран и месторождения Азар и Шангуле, открытые ЛУКОЙЛом вместе со Statoil. Об интересе к Шангуле также заявляли «Зарубежнефть» и «Роснефть». «Газпром нефть» осваивает Бадру в Ираке, которая входит в одну геологическую структуру с Азаром и в 2009 году подписала с Ираном меморандум о ее разработке. ЛУКОЙЛ, разрабатывающий Западную Курну в Ираке, интересуется и Азадеганом на границе Ирана и Ирака. За последний год «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Газпром нефть», «Татнефть» и «Зарубежнефть» подписали с Ираном необязывающие соглашения, в которых проявили интерес к разработке различных месторождений. Однако ни один контракт не подписан, поскольку иранцы не сформулировали условий, на которых они готовы привлекать инвесторов.

Газовые перспективы Ирана еще серьезнее. Сейчас страна добывает около 210 млрд кубометров газа в год (третий показатель в мире после США и России), но около 20% его уходит в пласт для поддержания давления в нефтяных месторождениях, а еще 10% сжигается. На фоне вторых в мире запасов Иран фактически является импортером газа, поставляя около 8 млрд кубометров в год экспорта в Турцию и закупая 9 млрд кубометров импорта из Туркмении для северо-восточных областей. Основные перспективы экспорта связаны с продолжением разработки гигантского Южного Парса (запасы 14 трлн кубометров). На основе блоков два и три Южного Парса Total и Petronas собирались построить завод для экспорта сжиженного газа на 10 млн тонн в год. Компании оставили проект из-за санкций в готовности 70%. Кроме того, Иран планирует СПГ-завод на 20 млн тонн на базе Северного Парса и на 9 млн тонн на базе Гольшана и Фердоуса.

У Ирана уже есть межгосударственные соглашения об экспорте 8 млрд кубометров газа по будущим газопроводам в Пакистан, а 9 млрд кубометров — в Ирак. Ведутся переговоры о строительстве газопровода с Индией и Оманом (по 10–11 млрд кубометров в год). Но для всего этого необходимы значительные вложения как в добычу, так в строительство труб. Нынешняя система во многом базируется на газопроводе Север—Юг, построенном в конце 1960-х годов при помощи советских специалистов. Сейчас «Газпром» обсуждает сотрудничество в проектировании ГТС, строительстве газопроводов и подземных хранилищ в стране.

Но привлечение инвестиций прямо зависит от параметров добычных контрактов. За 2016 год единственный контракт был заключен с Total, компания получила 50,1% в блоке 11 Южного Парса, инвестиции в полное развитие проекта должны составить $4,8 млрд, добыча — 20 млрд кубометров в год. Газ пойдет на внутренний рынок, тогда как интереса к иранским экспортным проектам на фоне падения мировых цен на газ сейчас немного. Между тем, по оценке Deloitte, в целом Ирану нужно привлечь в разработку нефти и газа $85 млрд до 2020 года.

Юрий Барсуков