Одной из первоочередных задач для новых международных «центров силы», включая Россию, является консолидация экономического потенциала – как собственного, так и своих партнеров – с достижением синергического эффекта от этого взаимодействия. Например, для нашей страны крайне актуально экономическое сближение с государствами БРИКС, и, в частности, с Бразилией. О потенциале взаимодействия с этим государством в сфере энергетики - в материале журнала "Газпром".
Энергобаланс
Энергетический баланс Бразилии достаточно сильно диверсифицирован: в общем объеме энергопотребления на долю невозобновляемых источников энергии (НИЭ) приходится порядка 57,5%, возобновляемых (ВИЭ) – около 42,5%. Основными энергоресурсами Бразилии являются нефть и продукты ее переработки – 38,2%, биотопливо – 16,8%, энергия водного потока (гидроэлектроэнергетика) – 13,5% и природный газ – 11,3%.Несмотря на столь высокую диверсификацию энергобаланса, использование энергетических ресурсов в Бразилии всё же недостаточно сбалансировано: заметное ограничение потребления голубого топлива связано с отсутствием необходимой инфраструктуры и особенностями регулирования рынка газа. В частности, основные запасы газа в Бразилии – попутный нефтяной газ глубоководных офшорных месторождений. При этом офшорные газопроводы для доставки газа на рынок имеют ограниченную пропускную способность (около 44 млн куб. м в сутки). Кроме того, основные добычные проекты в Бразилии являются нефтяными, а значительная часть попутного газа закачивается обратно в пласт для повышения нефтеотдачи.
По бразильскому законодательству добыча и транспортировка относятся к компетенции федерального правительства, а газораспределение – к компетенции правительств штатов. Это препятствует формированию единого рынка газа страны и газификации внутренних регионов, поскольку каждый штат имеет свою газораспределительную компанию и налоговый режим. Серьезным ограничительным фактором развития газовой отрасли, в том числе в области газодобычи, является сохраняющаяся монополия на газовом рынке национальной нефтегазовой компании Petrobras (в ближайшие годы ситуация может измениться в связи с планами правительства по проведению реформы газовой отрасли).
В результате, Бразилия, являясь одним из видных производителей голубого топлива в Южной Америке, не может удовлетворять имеющийся спрос за счет собственной добычи газа и вынуждена импортировать свыше 35% потребляемого природного газа. Главным образом – по газопроводной системе из Боливии, а также через регазификационные терминалы на бразильском морском побережье в виде сжиженного природного газа (СПГ) из США, Тринидад и Тобаго, стран Европы и Африки, Ближнего Востока.
Согласно плану энергетического развития до 2024 года (PDE 2024), утвержденному Институтом энергетических исследований при Министерстве горного дела и энергетики Бразилии, потребление энергии в стране в течение ближайшей пятилетки вырастет как минимум на треть. При этом использование НИЭ увеличится примерно на 27%, ВИЭ – более чем на 41%. Их доли в энергобалансе Бразилии не претерпят кардинальных изменений и составят 54,8% и 45,2% соответственно. Вместе с тем рост потребления нефти и нефтепродуктов запланирован на уровне около 22%, что приведет к снижению доли черного золота в энергобалансе страны до 34,9%. Увеличение использования природного газа превысит 38%, соответственно, доля голубого топлива в энергобалансе страны достигнет 12%.
Электроэнергетика
Основным производителем энергии и одновременно потребителем энергоресурсов в Бразилии выступает электроэнергетическая отрасль. Совокупный объем установленных электрогенерирующих мощностей на начало 2017 года составил 150,41 ГВт. Генерация представлена гидро- (ГЭС – 64,4%), тепло- (ТЭС – 27,5%) и атомной (АЭС – 1,3%) энергетикой, а также ветряными (ВЭС) и солнечными (СЭС) электростанциями (6,8%).В соответствии с PDE 2024 суммарная производительность электрогенерации в Бразилии вырастет к середине 2020-х до 206 ГВт. К этому времени предложение электроэнергии должно достичь 940,8 ТВтч, при этом ее потребление будет возрастать ежегодно в среднем на 4,7% и к концу 2024-го составит порядка 790,9 ТВтч. Вклад ВИЭ в общий объем электроэнергетических мощностей увеличится до 84%. В том числе производительность ГЭС вырастет до 110 ГВт, а общая мощность электростанций, работающих на биотопливе, солнечной и ветряной энергии, а также малых ГЭС увеличится более чем вдвое. В то же время доля НИЭ в общем объеме генерации незначительно снизится. Хотя суммарная производительность бразильских ТЭС, работающих на НИЭ, увеличится как минимум до 30 ГВт, а мощность газовых ТЭС вырастет более чем в 1,5 раза.
Ветряная энергетика широко применяется на северо-востоке страны, используется в некоторых труднодоступных районах Бразилии, не подключенных к Единой энергетической системе. В настоящее время стоимость электроэнергии, произведенной ВЭС, делает ее вполне конкурентоспособной на бразильском рынке. Однако из-за жесткой зависимости ВЭС от климатических условий, объективных сложностей с созданием необходимой для них инфраструктуры энергия ветра является не более чем вспомогательным энергоресурсом.
Солнечная энергетика находится в Бразилии в зачаточном состоянии, оставаясь пока неконкурентоспособной из-за высокой ее стоимости. Впрочем, бразильское правительство планирует принять меры по стимулированию более широкого использования энергии солнца, благодаря чему общий объем генерирующих мощностей СЭС должен достичь 7 ГВт.
На начало 2017 года суммарная производительность ВЭС и СЭС составила около 10,204 ГВт, причем на долю ВЭС пришлось более 99,2% этой мощности. Несмотря на крайне незначительную роль ВЭС и СЭС в общем объеме производства электроэнергии в Бразилии, именно солнечная и ветряная генерация показывают в последние годы самые высокие темпы роста.
Что касается атомной энергетики, то сегодня у Бразилии лишь одна АЭС с двумя действующими реакторами суммарной мощностью 2 ГВт. Введение в строй третьего энергоблока мощностью 1 ГВт постоянно откладывается. Планы строительства 7–9 новых АЭС рассматриваются, но решение пока не принято. Ввод в строй других АЭС в обозримой перспективе не предвидится.
Ключевую роль в обеспечении Бразилии электроэнергией играет и будет играть гидроэнергетика. В ближайшем будущем запланировано строительство 38 ГЭС. Однако только четыре из них предусматривают создание водохранилищ с высотными плотинами. Остальные ГЭС (так называемые русловые) для производства электроэнергии будут использовать естественное течение воды. Это вызвано необходимостью соблюдения экологического законодательства, не допускающего затопления больших земельных площадей. Поэтому в засушливые сезоны бразильская гидроэнергетика вынуждена опираться главным образом на существующие ГЭС с резервуарами, что ведет к уменьшению уровня воды в них и неустойчивости всей энергосистемы. Для предотвращения этого правительство вынуждено всё чаще задействовать ТЭС.
Теплоэнергетика
Тепловую электроэнергетику в Бразилии стали активно развивать лишь в конце 1990-х, когда из-за засухи, усугубленной резким ростом потребления электричества, энергосистема страны, опиравшаяся в еще большей степени, чем сейчас, на гидроэнергетику, не справилась с нагрузкой. Тогда правительство было вынуждено прибегнуть к веерному отключению электричества. Чтобы предотвратить повторения такой ситуации, в Бразилии была разработана и реализована программа строительства целого ряда ТЭС с их интеграцией в Единую энергетическую систему страны.
В качестве топлива для ТЭС, суммарная производительность которых составляла в начале 2017-го порядка 43,276 ГВт, преимущественно используются биомасса (14,2 ГВт), природный газ (13 ГВт), нефть и нефтепродукты (10,3 ГВт), а также уголь (3,6 ГВт).
Мощности ТЭС и сегодня рассматриваются в основном в качестве резервных – для удовлетворения резко возрастающего спроса на электроэнергию в периоды пикового потребления. С учетом этого контракты на поставку электроэнергии, которые каждая ТЭС подписывает с Национальным оператором энергосистем Бразилии – ONS, предусматривают оплату стоимости определенного объема электричества, даже если ТЭС его фактически не вырабатывала. Таким образом гарантируется наличие свободных мощностей в энергосистеме, которые могут быть запущены в любой момент по мере возникновения необходимости. В соответствии с PDE 2024 мощности ТЭС на НИЭ планируется увеличить более чем на 10 ГВт (порядка 4 ГВт должны быть введены в строй до 2019 года, остальные 6 ГВт – до 2024-го).
При этом следует иметь в виду, что в Бразилии не применяются директивные методы строительства и ввода новых энергетических мощностей и плановые показатели до 2024 года являются приблизительными. Правительство «заказывает» новые мощности электростанций на соответствующих тендерах, устанавливая потолок цен на «новую электроэнергию» в зависимости от вида топлива. Тендеры проводятся два-три раза в год, там выставляются мощности, которые должны быть введены через три года («тендер А-3») или пять лет («тендер А-5»). В случае если цена оказывается невыгодной для энергогенерирующих компаний, они имеют право отказаться от участия в тендере. Тогда «заказ» переносится на следующий год.
Кроме того, заложенные в PDE 2024 данные по новым мощностям ТЭС базируются на предположении, что основные потребности страны в электроэнергии будут обеспечены гидроэлектростанциями, а ТЭС будут задействованы в минимально допустимых объемах своих мощностей. Эти минимальные объемы предусмотрены для ТЭС на мазуте и дизеле (эти виды топлива являются самыми дорогостоящими) в размере 1–2% мощности, на газе – 30%, на угле – 40%. Остальная часть их мощностей при планировании во внимание просто не принимается.
Для выработки электроэнергии из-за высокой стоимости и экологических параметров останется ограниченным использование нефтепродуктов, главным образом мазута и дизеля. ТЭС на этих видах топлива работают в основном в отдаленных районах страны, не подключенных к Единой энергетической системе. В ближайшей перспективе мощности ТЭС на мазуте останутся практически неизменными. При этом ТЭС на газе рассматриваются как наиболее оперативный и надежный резерв мощности энергогенерации.
На практике это означает, что при сохранении тенденции последних лет, когда ГЭС не могут быть использованы на полную мощность из-за низкого уровня воды в резервуарах, теплоэлектростанции на газе будут играть все более важную роль в обеспечении устойчивой работы всей энергосистемы страны. Соответственно, потребуется подключение газовых ТЭС к энергогенерации большую часть года или даже круглогодично, а также ввод в строй новых мощностей ТЭС на газе, что вызовет дальнейшее повышение спроса на природный газ.
Например, по итогам 2013 года потребление газа теплоэлектростанциями уже почти достигло уровня, на который по плану PDE 2024 предполагалось выйти лишь к 2024 году. В Министерстве горного дела и энергетики Бразилии считают, что при сохранении таких тенденций доля газа в электрогенерации страны может вырасти к середине 2020-х с нынешних 8,6% до более чем 15–20%. В связи с этим перед Бразилией стоит задача создания необходимых экономических условий для строительства новых газовых ТЭС с обеспечением поставок необходимого для них объема сырья. Существующие ТЭС на газе, учитывая неразвитость газодобычи внутри страны, снабжаются главным образом за счет импорта СПГ. Сегодня в Бразилии реализуется два проекта, предусматривающие сооружение газовых ТЭС мощностью 1,5 ГВт и 1,28 ГВт с одновременным строительством двух новых терминалов для приема, хранения и регазификации СПГ. Таким образом, растущий спрос электроэнергетики на газ пока может быть удовлетворен в первую очередь за счет увеличения импорта СПГ.
С учетом этого правительство Бразилии предпринимает шаги для повышения конкурентоспособности ТЭС, планирующих использовать импортный СПГ для выработки электричества. Однако нужно понимать, что пока значимость газовой генерации кардинально возрастает главным образом в засушливые периоды, а в дождливые – напротив, сводится практически к нулю. Впрочем, никакой реальной альтернативы развитию газовых ТЭС для создания сбалансированной системы энергообеспечения и повышения энергетической безопасности Бразилии не существует.
Сейчас больше всего электричества в бразильской теплоэнергетике вырабатывают ТЭС на биомассе, но они не в состоянии решить насущных проблем энергетической отрасли Бразилии ни в ближайшей, ни в более отдаленной перспективе. Бразилия является одним из крупнейших производителей биотоплива, прежде всего с использованием сахарного тростника. Этанол, основной продукт его переработки, применяется в качестве топлива для автомобильного транспорта, а отходы от переработки сахарного тростника (наряду с другими отходами сельхозпроизводства), биомасса, – в качестве топлива на ТЭС. В общем энергобалансе страны на долю биомассы приходится свыше 16% потребляемой энергии (с учетом использования этанола транспортом).
В соответствии с PDE 2024 установленная мощность ТЭС на биомассе вырастет к середине 2020-х как минимум до 18 ГВт. Вместе с тем использование биотоплива в электрогенерации зависит от множества факторов, в том числе климатических, сезонных и экономических условий. В связи с этим ТЭС на биомассе, в отличие от газовых электростанций, не могут гарантировать устойчивости энергосистемы Бразилии в случае возникновения проблем в гидроэнергетике.
Перспективы наращивания потребления угля в бразильской электроэнергетике даже не рассматриваются, так как его использование (как отечественного, так и импортного) для электрогенерации остается на грани рентабельности.
Соответственно, сегодня самым перспективным энергоресурсом для бразильской электроэнергетики является природный газ. Если говорить в целом о топливно-энергетическом секторе Бразилии, то большие ожидания здесь связаны не только с газом, но и с нефтью. Прежде всего потому, что страна обладает значительным незадействованным нефтегазовым потенциалом, которым она намерена воспользоваться.
Ресурсы углеводородов
Бразилия располагает достаточно крупными доказанными запасами нефти и существенными, по меркам Латинской Америки, природного газа, а также значительным потенциалом для их наращивания. Так, на начало 2017 года доказанные запасы нефти страны составили 1,8 млрд т, что обеспечило Бразилии второе место по этому показателю в Латинской Америке после Венесуэлы. А доказанные запасы природного газа – порядка 400 млрд куб. м, что соответствует аналогичному показателю Аргентины и Перу, которые в итоге делят с Бразилией второе место по уровню доказанных запасов голубого топлива в Латинской Америке. Опять же после Венесуэлы. В геологическом плане Бразилия остается крайне малоизученной страной. Площадь бразильских нефтегазоносных бассейнов составляет около 2,8 млн кв. км, из них более или менее изучены лишь 336,7 тыс. кв. км, или всего 12%.Как ни странно, пока это лишь создает определенные трудности для правительства Бразилии в реализации планов по стимулированию разведки и добычи углеводородов. Особенно на суше. Крупные национальные и международные нефтегазовые компании не проявляют особого интереса к тендерам на получение прав на разведку и разработку малоизученных участков недр из-за повышенных рисков инвестирования в подобные проекты.
В соответствии с PDE 2024 доказанные запасы нефти к середине 2020-х должны вырасти как минимум втрое и составить не менее 5 млрд т. Причем коэффициент воспроизводства запасов черного золота, согласно намеченным планам, будет ежегодно превышать единицу. Доказанные запасы природного газа планируется нарастить как минимум до 1,72 трлн куб. м.
Общая сумма инвестиций на разведку и добычу нефти и газа до середины 2020-х определена в пределах 350–375 млрд долларов. Однако с учетом изменения цен на углеводороды эти планы, скорее всего, будут серьезно корректироваться. По крайней мере, в своем бизнес-плане на 2017–2021 годы подконтрольная государству Petrobras приоритетной задачей выбрала геологоразведку и добычу углеводородов на территории Бразилии преимущественно на шельфовых, наиболее хорошо изученных месторождениях. В течение ближайших лет Petrobras намерена инвестировать в свои проекты порядка 74,4 млрд долларов, из которых 82% будет направлено на разведку и разработку уже открытых запасов.
Вместе с тем Бразилия располагает существенными запасами нетрадиционного газа (преимущественно tight gas). Они сосредоточены в основном в бассейне реки Сан-Франциско, штат Минас-Жерайс, и в бассейне Парнаиба на северо-востоке страны. По оценкам Wood Mackenzie, его резервы могут составить около 17 трлн куб. м, из которых к категории извлекаемых относятся около 10,5 трлн. Также перспективы открытия запасов сланцевого газа связаны с бассейном Парана, включающем большую часть Парагвая, часть территории Бразилии, Уругвая, Аргентины и Боливии.
Впрочем, широких поисково-разведочных работ на нетрадиционные ресурсы углеводородов в Бразилии не проводилось, а имеющиеся данные по этим регионам весьма приблизительны и носят не более чем прогнозный характер.
Черное золото
В 2016 году Бразилия стала крупнейшим производителем сырой нефти в Латинской Америке, добыв 136,7 млн т черного золота. Это стало возможным благодаря не только наращиванию объемов производства сырья, но и поступательному падению нефтедобычи в Мексике и Венесуэле. Почти вся бразильская нефть (более 90%) добывается на континентальном шельфе.
До недавнего времени в Бразилии действовало законодательство, при котором освоение нефтяных ресурсов подсолевых месторождений на континентальном шельфе предусматривало обязательное участие национальной компании Petrobras. При этом она должна была быть оператором проектов с долей участия в них не менее 30%. В силу таких требований в условиях истощения месторождений на суше и на мелководье Petrobras вынуждена была сосредотачивать основные усилия и ресурсы на реализации чрезвычайно капиталоемких, трудоемких и сложных проектов в подсолевом кластере континентального шельфа. Это стало одной из основных причин ухудшения финансового положения компании и роста ее задолженности.
В то же время Petrobras вынуждена инвестировать огромные средства для выполнения всего комплекса стоящих перед ней задач, прежде всего в области разведки и добычи углеводородов. В частности, пятилетний план компании на 2014–2018 годы предусматривал инвестиции в размере 220,6 млрд долларов. Однако в 2014-м на фоне глобального экономического кризиса в Бразилии разразился громкий коррупционный скандал, в который было вовлечено и руководство Petrobras. Это погрузило страну в глубокий политический и – как результат – экономический кризис.
Поэтому в 2015 году пятилетний план Petrobras был серьезно скорректирован в сторону резкого сокращения инвестпрограммы и продажи как непрофильных, так и профильных активов. В феврале 2016-го Национальный конгресс Бразилии изменил законодательство, освободив Petrobras от обязанности быть оператором по разработке проектов подсолевого кластера, что также должно способствовать улучшению финансового положения компании в долгосрочной перспективе.
Между тем даже в этой ситуации Petrobras удалось нарастить объемы добычи углеводородов и сохранить планы по росту производства. Так, к 2021-му компания предполагает увеличить добычу нефти в Бразилии с нынешних 109 млн т в год более чем на 25%, то есть почти до 170 млн т в год. А суммарное производство углеводородов в рамках бразильских и зарубежных проектов Petrobras планирует нарастить как минимум на 20%.
В целом в соответствии с PDE 2024 объемы добычи нефти в Бразилии должны увеличиться к середине 2020-х почти до 200 млн т в год. Благодаря этому страна рассчитывает превратиться в крупного экспортера сырой нефти на мировой рынок. Пока же Бразилия потребляет нефти больше, чем производит, но рассчитывает полностью обеспечить свои потребности в черном золоте и отправлять на экспорт порядка 100 млн т сырой нефти в год.
Важно понимать: бразильские власти ожидают, что существенный вклад в реализацию перечисленных планов внесут иностранные инвесторы. Ведь рост добычи нефти должен происходить главным образом за счет глубоководных и сверхглубоководных подсолевых месторождений на континентальном шельфе Бразилии. А их освоение потребует огромных финансовых вложений. В частности, для реализации бразильских шельфовых проектов необходимы плавучие установки для добычи, хранения и перевалки нефти (FPSO).
Таких морских платформ потребуется к середине 2020-х годов как минимум 44. Впрочем, можно предположить, что проблем с иностранными инвестициями в нефтяном секторе не будет. Уже сегодня в Бразилии работают практически все крупнейшие мировые нефтегазовые и энергетические компании. Ключевые позиции занимают англо-голландская Shell, британская BP, норвежская Statoil, французская Total, испанская Repsol, а также американские Chevron и ExxonMobil. Стремительно растет активность китайских CNPC, CNOOC и Sinopec. Нельзя исключать, что в перспективе к ним присоединятся и российские компании.
Однако развитие сектора нефтедобычи невозможно без учета транспортировки и переработки черного золота. Подавляющая часть нефти в Бразилии добывается на континентальном шельфе, поэтому магистральных нефтепроводов в стране нет, и в обозримом будущем их строительство не планируется. Имеющаяся нефтетранспортная система – 454 нефтепровода протяженностью 7,936 тыс. км. Основная их функция – поставка сырья с шельфовых месторождений или портовых терминалов на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). Транспортировка сырья с добычных платформ осуществляется с помощью 53 специализированных судов общим тоннажем более 4,153 млн т.
Что касается переработки черного золота, в Бразилии действуют 17 НПЗ, 13 из которых контролируются Petrobras, четыре – частными инвесторами. Их суммарная мощность по переработке нефти порядка 115 млн т в год. Для удовлетворения потребности страны в нефтепродуктах приходится импортировать нафту, дизель и бензин. По существующим прогнозам, рост спроса на нефтепродукты в Бразилии к середине 2020-х увеличится более чем на 25%.
Вместе с тем от строительства новых НПЗ Petrobras отказалась. Потребности рынка в дизеле и бензине компания планирует компенсировать за счет реконструкции существующих линий переработки. Благодаря этому PDE 2024 предусматривает увеличение нефтеперерабатывающих мощностей в стране примерно до 135 млн т в год, на что потребуется около 75,5 млрд долларов. Однако эксперты полагают, что отказ от строительства в Бразилии новых НПЗ не только не решит проблему нефтепродуктового суверенитета страны, но и значительно укрепит ее зависимость от импорта нафты, дизеля и бензина.
Сектор газа
По данным Института энергетических исследований при Министерстве горного дела и энергетики Бразилии, в 2016 году в стране было добыто свыше 39 млрд куб. м газа (около 80% этого объема – попутный нефтяной газ, полученный при разработке нефтяных месторождений на шельфе, остальные 20% – голубое топливо, добываемое на суше и из чисто газовых морских месторождений). При этом на рынки потребления было поставлено лишь около 60% всего извлеченного газа, остальной газ был использован для собственных нужд нефтяных компаний.
В Бразилии к середине 2020-х объем извлечения газа из недр планируется нарастить примерно до 63 млрд куб. м (более 52 млрд будет реализовываться потребителям, остальное – использоваться на собственные нужды добычными компаниями). До 86% газа будет извлечено попутно при разработке нефтяных месторождений и лишь около 14% – на собственно газовых промыслах.
В настоящее время основными потребителями природного газа в Бразилии являются промышленность, включая нефтеперерабатывающую и нефтехимическую отрасли (52% от общего объема использования), электроэнергетика (39,3%), автотранспорт (6%), а также жилой и коммерческий сектора (2,7%). По оценке специалистов консалтинговой компании IHS Markit, спрос на газ к середине 2020-х в Бразилии увеличится почти на 18%, а к концу следующего десятилетия – на 35%. Наибольший рост его использования ожидается в промышленности и электроэнергетике.
По прогнозам PDE 2024, к середине 2020-х спрос на природный газ может достичь 62 млрд куб. м в год. При этом гарантированный спрос, рассчитанный с учетом запросов различных потребителей голубого топлива, составит порядка 38 млрд куб. м. Таким образом, разница между прогнозным и гарантированным спросом составляет около 24 млрд куб. м в год. Именно такой объем газа может потребоваться Бразилии ежегодно в случае появления необходимости использования газовых ТЭС более чем на 30% их установленной мощности.
Такой сценарий развития спроса на газ весьма вероятен при частом повторении в стране засушливых циклов, когда ГЭС не справляются с обеспечением электричеством. При этом замещение значительных объемов электрогенерации ГЭС путем активного наращивания производства электричества на ТЭС приведет к резкому росту потребления природного газа. Нужно отметить, что в дождливые годы ситуация ровно обратная и спрос электроэнергетики на природный газ фактически падает до нуля.
Если рассматривать усредненный спрос на газ, не связанный с производством электроэнергии, то в 2024-м он должен составить как минимум 29,2 млрд куб. м в год. Это обусловлено не только ростом сектора бразильской промышленности, но и, например, газификацией транспорта. Сейчас в Бразилии около 1,8 млн единиц работающего на газомоторном топливе (ГМТ) автотранспорта, который потребляет около 2 млрд куб. м газа в год. Причем показатель этот поступательно растет, что связано прежде всего с увеличением стоимости бензина и дизеля.
По мнению аналитиков IHS Markit, доля импортных закупок страной трубопроводного газа будет постепенно сокращаться, а СПГ – расти, и уже с 2022 года объем импорта СПГ превысит закупки боливийского газа. В то же время в правительстве Бразилии считают, что не всё так однозначно и Боливия в обозримой перспективе останется крупнейшим газовым партнером Бразилии. Основная часть бразильской газотранспортной системы (ГТС) протяженностью 9,244 тыс. км представляет собой единую сеть, состоящую из множества газопроводов, которая расположена вдоль всего океанского побережья страны. Помимо этого, здесь функционирует магистральный газопровод Боливия – Бразилия (GasBol) протяженностью более 2,5 тыс. км и пропускной способностью около 11 млрд куб. м в год.
В первом в истории Бразилии Плане расширения трубопроводной сети на 2013–2022 годы (PEMAT), утвержденном Министерством горного дела и энергетики страны, прогноз Petrobras по поставкам газа на рынок учитывает мощности лишь трех новых газопроводов. Они предназначены для транспортировки на сушу газа, добытого на континентальном шельфе. Общая пропускная способность этих газопроводов составляет порядка 16 млрд куб. м в год. Других проектов транспортировки газа c шельфа на побережье в настоящее время не существует.
Имевшиеся ранее у Petrobras планы по строительству плавучего завода по сжижению газа (FLNG) заморожены из-за высокой стоимости проекта, а также сохраняющейся неопределенности относительно объемов газа, который окажется в распоряжении компании после его закачки в скважины для повышения притока нефти. Следовательно, возможность дополнительных поставок собственного газа с континентального шельфа на внутренний рынок в ближайшие 10 лет ограничена физической пропускной способностью трех офшорных газопроводов.
Кроме того, PDE 2024 и РЕМАТ учитывают в своих прогнозных оценках предложения газа объемы добычи на изолированных от транспортной инфраструктуры месторождениях, расположенных в Амазонке, а также в бассейнах Парнаиба и Паресиз. По данным РЕМАТ, добыча на этих месторождениях может достичь в 2022 году свыше 11 млрд куб. м в год. Однако планов строительства транспортной инфраструктуры для соединения этих изолированных месторождений с ГТС страны нет.
Что же касается GasBol, то расширение пропускной способности этого газопровода также не предусматривается. Вместе с тем и слухи о скором прекращении закупок Бразилией боливийского газа сильно преувеличены. Конечно, бразильские потребители и газораспределительные компании выражают некоторые сомнения в способности Боливии и далее добывать природный газ в достаточном объеме для сохранения объема поставок после 2019 года, когда заканчивается действующий боливийско-бразильский контракт. Однако эти опасения не получили отражения в PDE 2024, который исходит из продолжения поставок боливийского газа как минимум в прежнем объеме. А вот импорт Бразилией СПГ очевидно будет расти.
СПГ
В Бразилии в 2009–2013 годах создана инфраструктура для приема и регазификации импортного СПГ (главным образом для целей электрогенерации), которая состоит из трех терминалов типа FSRU (Pecém, Bahia/TRBA(OS) и Guanabara LNG/Rio de Janeiro) общей мощностью 11,7 млн т в год. Все они до последнего времени на 100% принадлежали Petrobras. Однако Petrobras в ходе реформирования, последовавшего за громким коррупционным скандалом 2014 года, заявила о возможном выходе из сектора электрогенерации, начав переговоры о продаже принадлежащих ей ТЭС и связанных с ними двух регазификационных терминалов – Pecém и Guanabara LNG. А также реализовала 50-процентную долю в терминале Bahia французской Total.Несмотря на это, Бразилия предполагает реализовать достаточно масштабные проекты по строительству новых регазификационных мощностей, что связано, в первую очередь, с планами введения в эксплуатацию новых электростанций на природном газе. До конца 2020-х годов правительство считает необходимым довести число регазификационных терминалов до семи. Но теперь заниматься этим будет уже не Petrobras, а частные бразильские компании и зарубежные инвесторы.
В порту Сержипе на северо-востоке Бразилии ведется строительство плавучего регазификационного терминала мощностью 3,6 млн т в год, который вступит в строй в конце 2020 года. Он предназначен для снабжения газом электростанции мощностью 1,5 ГВт, проект которой осуществляется совместным предприятием (СП) Golar Power (штаб-квартира на Бермудах) и бразильской EBrasil. Долгосрочный контракт на поставку СПГ заключен с компанией Ocean LNG – СП с участием Qatar Petroleum (70%) и ExxonMobil (30%). Предполагается, что мощности терминала позволят планировать в районе его расположения строительство дополнительных мощностей для газовой генерации.
Также обсуждается строительство двух наземных регазификационных терминалов – в окрестностях порта Песем, штат Сеарá на северо-востоке Бразилии, и в порту Асý на севере штата Рио-де-Жанейро. Регазификационные мощности каждого из них составят 10 млн куб. м газа в сутки. Первый из них предназначен для снабжения газом металлургических и других промышленных предприятий в регионе, второй – для обеспечения строящейся на территории порта электростанции мощностью 1,238 ГВт, которая должна быть запущена в эксплуатацию в начале 2021 года. СПГ на эти терминалы, возможно, будет поставлять британская ВР.
Помимо этого, рассматривается несколько проектов строительства плавучих регазификационных терминалов на севере Бразилии. Они будут предназначены для снабжения газом местных промышленных предприятий, участвующих в программе перевода своих электростанций с мазута или дизеля на природный газ, а также запланированных к строительству новых газовых электростанций.
Инвестиционный климат
Регулирование деятельности в топливно-энергетической отрасли Бразилии осуществляют Министерство горного дела и энергетики и Национальное агентство по нефти, газу и биотопливу (ANP). Согласно законодательству, недра страны являются собственностью государства, добыча нефти и газа может осуществляться на условиях концессии или раздела продукции, если, в последнем случае, ресурсы расположены в подсолевом кластере континентального шельфа.В соглашениях о разделе продукции (СРП) в подсолевом кластере оператором проектов до последнего времени обязательно должна была выступать Petrobras с долей участия не менее 30%. Кроме того, в операционном комитете по управлению такими проектами должна в обязательном порядке участвовать новая государственная нефтяная компания Pre-Sal Petróleo SA (PPSA) с правом решающего голоса при принятии решений по принципиальным вопросам. Она является своего рода «оком» правительства во всех проектах в подсолевом кластере континентального шельфа, отнесенного Бразилией к категории стратегических резервов страны.
Однако в феврале 2016 года это положение было пересмотрено в бразильском Сенате. В новой редакции закона компания Petrobras имеет приоритетное право быть оператором, но может и отказаться от этого. При отказе перспективные на нефть и газ геологические блоки могут быть выставлены на торги. Эти изменения вступили в силу в 2017 году после подписания закона Президентом Бразилии. Работа по изучению седиментарных бассейнов Бразилии, выделению и определению границ на них лицензионных блоков, которые по мере готовности выставляются на публичные торги (тендеры), является ответственностью ANP. До настоящего времени в стране проведено 14 раундов тендера на нефтегазоносных бассейнах, расположенных за пределами границ подсолевого кластера, и три тендера в самом подсолевом кластере.
И концессионные соглашения, и СРП предусматривают два этапа разработки лицензионных блоков и месторождений: геологоразведка и добыча. На первый этап отводится от трех до пяти лет с возможностью продления еще на три года, на второй – до 35 лет. По результатам ГРР компании должны принять решение о продолжении работ или о возврате лицензии ANP.
Ценообразование на нефть и импортный газ в Бразилии является свободным, определяется котировками на соответствующих мировых торговых площадках. Однако цены на ряд нефтепродуктов, прежде всего бензин и дизельное топливо, регулируются правительством. Вместе с тем Petrobras, являвшаяся до последнего времени фактическим монополистом в газовой сфере, оказывала определяющее влияние на формирование цены на газ на бразильском внутреннем рынке. Впрочем, в ходе реформирования компания объявила о принципиальном решении ограничить свое участие в газовом бизнесе и выразила намерение активно включиться в инициированный правительством Бразилии процесс либерализации газового рынка.
Иностранные компании имеют право на равных с бразильскими участвовать в тендерах и разработке нефтегазовых месторождений и быть операторами соответствующих проектов. При этом основным условием их деятельности в стране является создание бразильского юридического лица и назначение его руководителя, наделенного необходимыми полномочиями, чтобы нести полную ответственность за деятельность этого юридического лица перед всеми бразильскими органами власти. Кроме того, как иностранные, так и бразильские компании должны пройти предквалификацию в ANP и получить соответствующую категорию, позволяющую работать на тех или иных месторождениях в зависимости от их сложности.
Законодательное требование о локализации оборудования, услуг и технологий, а также высокая налоговая нагрузка осложняли инвестиционный климат в бразильской нефтегазовой отрасли. Однако в последнее время для повышения интереса иностранных компаний к реализации нефтегазовых проектов в Бразилии правительство страны старается значительно либерализовать условия участия в них.
Интерес Группы «Газпром»
«Газпром» рассматривает активизацию своей деятельности в Бразилии как весьма перспективное направление, если, конечно, для этого будут созданы благоприятные условия. В частности, сотрудничество с бразильскими партнерами может идти в рамках технологического взаимодействия. Например, Группа «Газпром» может предложить разработку Генеральной схемы развития газовой отрасли Бразилии на долгосрочную перспективу, что для этой страны сегодня крайне актуально.
Помимо этого, российская корпорация готова предоставить партнерам технологии и ноу-хау, касающиеся повышения газо- и нефтеотдачи, производства малотоннажного СПГ на стыке газопроводов высокого и низкого давления, проектирования, строительства и обслуживания подземных хранилищ газа (ПХГ), что для Бразилии может быть очень интересно, так как в стране планируется создание первого в ее истории ПХГ. Поставки на бразильский рынок СПГ из портфеля Группы «Газпром» могли бы стать новым направлением сотрудничества, учитывая, что Petrobras намерена уйти с этого интенсивно развивающегося рынка, передав свою газовую генерацию в руки частных и иностранных компаний.
В свою очередь, Petrobras объективно заинтересована в сотрудничестве с крупными иностранными партнерами при освоении нефтегазовых ресурсов на континентальном шельфе Бразилии. Кроме того, бразильская госкомпания обладает передовыми технологиями и опытом освоения морских месторождений углеводородов. В стране созданы предприятия, производящие на собственной технологической базе (независимо от известных американских и западноевропейских компаний) практически полный комплект оборудования систем подводной добычи. Они выражают готовность к локализации производства этого оборудования в России с передачей соответствующих технологий российским партнерам.
Что касается возможного участия Группы «Газпром» в тендерных торгах на получение поисково-разведочных нефтегазовых лицензионных блоков в Бразилии, то в перспективе это может стать целесообразным в случае получения положительных результатов ГРР на участках, реализованных инвесторам в ходе уже проведенных конкурсов.
Денис Кириллов
