Газ – понятие жидкое

Ограниченные возможности по наращиванию экспорта газа, снижение внутренней добычи нефти и нестабильные цены на энергоресурсы заставляют Ташкент взяться за реализацию дорогостоящих проектов в сфере газохимии

Газ – понятие жидкое

Похоже, что эйфория властей Узбекистана в начале нулевых, когда страна вынашивала амбициозные планы поставок природного газа на международный рынок, закончилась. На прошедшей недавно в Ташкенте нефтегазовой выставке OGU-2009 тема расширения экспортных маршрутов узбекского газа значилась в списке самых последних. Зато очень много говорилось о развитии газохимических производств. Но выход на новые переделы может дорого обойтись республике – и сложно сказать, найдется ли рынок сбыта для продукции переработчиков.

Изобилие под вопросом

Руководство национальной холдинговой компании «Узбекнефтегаз» говорит о росте экспорта газа в 2009 году до 16,2 млрд кубометров против 15 млрд в 2008-м. Прогнозируется, что к 2014 году республика сможет экспортировать в соседние страны около 20–22 млрд кубометров природного газа. Главные надежды тут возлагаются на введение с 2010 года в эксплуатацию новых месторождений Устюртского региона (его прогнозные ресурсы составляют 1,7 трлн кубометров).

В случае успеха «Газпром», работающий на Устюрте, предполагал увеличить импорт газа из Узбекистана с нынешних 14,5 млрд до 17–18 млрд кубометров в год. «Газпром», таким образом, частично обезопасит себя от многовариантной газовой политики Туркмении, считает доктор экономических наук Анвар Джумаев.

Следующим в очередь к трубе – ЛУКОЙЛ, который в рамках двух СРП планирует добывать к 2013 году 16 млрд кубометров газа, вложив в проекты около 5,5 млрд долларов. Еще один потенциальный участник трафика узбекского газа – малайзийская Petronas, планирующая примерно в те же сроки добывать в республике порядка трех миллиардов кубометров. Таким образом, в среднесрочной перспективе в узбекской трубе образуются излишки в объеме около 40 млрд кубометров, а также инвесторы, заинтересованные в их транспортировке.

Для Узбекистана рост был бы просто фантастическим: три-четыре года назад экспорт не превышал 4,5 млрд кубометров. Даже то, что заявленные цифры пока не подтвердил ни один авторитетный международный аудитор, не смущает официальные органы.

Но даже если прогнозы по запасам подтвердятся и «голубое топливо» пойдет в трубы, экспортировать дополнительные объемы будет сложно. Газопроводная система Средняя Азия – Центр (САЦ), построенная во времена СССР, является основным маршрутом доставки туркменского и узбекского газа на внешние рынки. Общая мощность узбекских трубопроводов составляет порядка 54 млрд кубометров в год. С учетом роста объема поставок газа необходимо строить новый трубопровод объемом 26–30 млрд кубометров.

Еще в мае 2007 года президенты России, Казахстана, Туркмении и Узбекистана договорились о модернизации САЦ. Одновременно была подписана декларация о строительстве Прикаспийского газопровода мощностью до 30 млрд кубометров. Два проекта должны были выстроить закольцованную систему транспортировки центральноазиатского газа. Модернизацию САЦ планировалось начать уже в первой половине 2008 года, работы по газопроводу – до конца прошлого года. Однако Ашхабад летом прошлого года сосредоточился на строительстве газопровода Восток – Запад (его можно будет соединить с проектом «Набукко» и пустить газ в Европу). Идея модернизации САЦ повисла в воздухе. Участие Узбекистана в газотранспортных проектах в обход России, по мнению экспертов, вещь малоосуществимая. Декларацию по проекту Nabucco узбекская сторона не подписала.

«Учитывая непростые отношения с Ашхабадом, мы можем получить еще одно узкое место, – считает аналитик Central Asia investments Ильхат Тушев. –А если учесть, что прирост экспорта узбекского газа запланирован с учетом добычи российских игроков – ЛУКОЙЛа и «Газпрома», вряд ли они будут использовать этот маршрут. Прежде всего по политическим мотивам».

Высокая цена альтернативы

Учитывая ограниченные экспортные возможности, в Узбекистане активизировался интерес к развитию переработки природного топлива. Как считает председатель правления «Узбекнефтегаза» Улугбек Назаров: «Инвесторы заинтересованы совместно перерабатывать сырье с выпуском новых для Узбекистана видов, в том числе товаров газохимического производства».

Ташкент делает ставку на развитие относительно нового сектора – переработку природного газа в жидкие продукты, так называемые GTL-технологии (gas to liquid). Технология GTL нова не только для Узбекистана, но и для всего постсоветского пространства: на территории СНГ нет ни одного предприятия, которое бы ее использовало. Она была создана на базе процесса Фишера–Тропша в предвоенные годы и обеспечивала практически всю военную технику вермахта топливом, полученным переработкой угля и подразумевающим получение при участии кислорода из угля синтетического газа, а из него – дизельного топлива. GTL использует вместо угля природный газ.

До недавнего времени технология считалась невыгодной, но с ростом цен на нефть стала востребована, особенно в странах Юго-Восточной Азии. Кроме дизельного топлива из синтетического газа можно получать смазочные материалы и косметическое сырье.

Отраслевые аналитики считают, что технология GTL весьма выгодна для месторождений с истощающимися запасами газа. Для Узбекистана это может стать решением проблемы низконапорного газа.

Уже в июне НХК «Узбекнефтегаз», малайзийская Petronas и южноафриканская Sasol планируют подписать СП по строительству завода по производству синтетического жидкого топлива стоимостью 2,5 млрд долларов. Завод проектной мощностью 1,75 млн тонн топлива (дизтопливо, авиакеросин, нафта, сжиженный газ) планируется построить в конце 2014 года. Представители Sasol, главного лицензиара планируемой продукции, обещают, что новый завод, возводимый на базе построенного в 2001-м Шуртанского газохимического комплекса (ГХК), будет третьим в мире после аналогичных мощностей в Малайзии и Катаре.

Также перспективен проект комплексного обустройства месторождения Сургиль и строительства ГХК на Устюрте стоимостью 2,4 млрд долларов. В ходе майского визита в Ташкент президента Южной Кореи Ли Мен Бака были достигнуты договоренности о поддержке финансирования проекта со стороны корейского Эксимбанка и Корейской корпорации экспортного финансирования. Новый ГХК будет производить с 2013 года до 400 тыс. тонн полиэтилена и 100 тыс. тонн полипропилена.

На следующем этапе на базе Устюртского ГХК планируется освоить еще одно производство синтетического жидкого топлива стоимостью около двух миллиардов долларов. Новый завод с участием IPIC из ОАЭ будет производить по GTL-технологии до 1,3 млн тонн дизтоплива и 425 тыс. тонн бензина.

«Переработка газов с низким давлением с помощью GTL-технологий позволит существенно продлить эксплуатацию месторождений с падающей добычей и организовать производство продуктов высокого передела», – считает академик Закиржон Салимов.

GTL вместо нефти

Но и с GTL-проектами не все гладко. Вопрос упирается прежде всего в огромные капитальные затраты, которые окупятся, лишь если нефть будет стоить достаточно дорого (в противном случае потребители предпочтут «черное золото»). «Производство GTL будет рентабельным, если стоимость нефти, к которой привязаны цены на газ, не будет опускаться ниже 70 долларов, – считает президент Tethys Petrolium Дэвид Робсон. – При ценах на уровне 40–50 долларов, такие проекты не смогут работать».

Понятно, что главные инициаторы GTL – компании Sasol, Shell, Exxon, Syntroleum и Rentech – не стоят на месте, и работают над привлекательностью своего продукта. Наиболее успешно в своих наработках продвинулась Sasol, использующая трехэтапный процесс преобразования природного газа в углеводороды. Как заявил на нефтегазовой конференции в Ташкенте генеральный менеджер Sasol по странам СНГ Мартин Уотерхаус, данный процесс превращения газа в жидкие нефтепродукты используется компанией в Южной Африке уже более 50 лет, и на сегодня этот проект является экономически выгодным. Достигнутые успехи удовлетворили компанию, и было объявлено о планах по строительству аналогичных заводов в Нигерии и Катаре. Кроме Sasol данную технологию уже 10 лет использует в промышленном производстве Shell на своем заводе в Малайзии.

Однако эти три завода – пока единственное, что есть в активе последователей GTL-технологии. Оппоненты предлагают сделать акцент на модернизации традиционной нефтепереработки – это и дешевле, и продуктовая линейка длиннее. «Расчеты, при которых GTL эффективна при цене нефти в 20 долларов, это расчеты собственно производства, до его запуска, – говорит Анвар Джумаев, – а при выходе на рынок необходимо будет “отбивать” окупаемость всего проекта, а это не один миллиард долларов».

К тому же спорной остается экологическая сторона GTL-проектов: утилизация в циклах химических превращений требует дополнительных расходов и не вписывается в существующие сегодня высокие международные экостандарты. Видимо, по этой причине даже в проекте нет ни одного GTL-завода в Европе или США.

Интерес к GTL в Ташкенте возник и еще по одной важной причине. Узбекистан сегодня единственная крупная добывающая страна Каспийского региона, чей уровень производства нефти устойчиво снижается. По мнению экспертов, все это время было использовано для выкачивания недр, при этом недропользователи не заботились ни о восполнении ресурсной нефтяной базы, ни о внедрении эффективных методов добычи.

В 2005 году «Узбекнефтегаз» возобновил импорт сырой нефти после почти десятилетия нефтяной независимости, надеясь, что российская и казахстанская нефть компенсирует последствия кризиса. Надеждам этим не суждено было сбыться – республика так и не нашла чужую нефть в необходимых ему объемах.

Сегодня мощности трех узбекских НПЗ составляют 11,12 млн тонн, и они загружены не более чем наполовину. С учетом почти 30-процентного роста потребностей в нефтепродуктах их производство в республике растет незначительными темпами.

«Власти пытаются компенсировать падение нефтедобычи внедрением дорогостоящих проектов, что скажется на стоимости конечных продуктов, – считает аналитик Ильхат Тушев. – В конечном счете населению придется оплатить из своего кармана часть стоимости заводов GTL». Таким образом, Ташкент может заплатить непомерно высокую цену за выбранную альтернативу в решении существующих ограничений экспорта газа и проблем с добычей углеводородов.

[inc pk='188' service='table']