Нефть Египта

Нефтегазовая промышленность является одной из ведущих отраслей.

Ее удельный вес в производстве ВВП в 1996/97 ф.г. в текущих ценах составил 6,6%. В ней занято 57 тыс. человек. По состоянию на янв. 1998 г. разведанные запасы нефти в АРЕ оценивались в 3,8 млрд. барр., а газа и газового конденсата - 27,6 трлн.куб. футов. Общие запасы этих продуктов в пересчете на нефть составляли 1090 млн.т.
В 1997 ф.г. в стране добыто 41 млн.т. нефти, что на 3% ниже уровня предшествующего года. За этот же период добыча природного газа составила 11,3 млн.т., а газового конденсата - 1,7 тыс.т.

Нефтедобычей в 1997 году занимались 22 компании.
Основные районы добычи нефти - Суэцкий залив, Западная пустыня, Синай, Восточная пустыня, шельфы Средиземного моря. Добыча природного газа в 1997 году по основным месторождениям составляла (в тыс.т.): Маади - 2091, Бадр эд-Дин - 2533, Абу-Кир - 1390, Рас-Шукейр - 1314, Аль-Кара - 210, Абу-Саннан - 235, Абу-Гарадик - 384, Порт-Фуад - 533.
Все 8 действующих НПЗ принадлежат госкомпаниям: Alexandria Petroleum, Ameria Petroleum Refining, Assyout Petroleum Refining, Cairo Petroleum Refining (заводы в Каире и Танте), Suez Petroleum Procesing, El Nasr Petroleum. Их мощность оценивается в 30 млн.т. в год. В 1997/98 ф.г. произведено 2,8 млн.т. нефтепродуктов, в том числе бензина - 5 млн.т., керосина/авиационного топлива - 2 млн.т., дизельного топлива - 5,8 млн.т., мазута - 13 млн.т.
Поисково-разведочные работы и сейсмические исследования в 1997/98 ф.г. были проведены на площади 104 тыс.кв.км.

Основные территории поиска нефти и газа - район Суэцкого залива, шельфы Средиземного моря, Синайский полуостров, Западная пустыня. Из пробуренных скважин 38 дали положительные результаты, в т.ч. 17 скважин на нефть и 21 - на газ.

Всего к концу 1989 г. 6% территории Египта охвачено концессионными соглашениями с 40 компаниями 16 стран.
Соглашения о разделе продукции. Вся деятельность иностранных компаний в нефтегазовой промышленности осуществляется на основе СРП, в которых правительство АРЕ представляет Египетская геннефтекорпорация (ЕГНК). В 1997 году в результате проведенных тендеров было подписано 10 соглашений. Процедура их согласования предусматривает одобрение, помимо ЕГНК, еще и министром нефти, кабинетом министров, а также Народным собранием. СРП включает в себя описание границ участка, выделяемого иностранной компании-подрядчику, устанавливает период для проведения поисково-разведочных работ, который затем может быть продлен. Оно также содержит обязательство подрядчика провести сейсмическую разведку и пробурить определенное количество скважин, количество которых зависит от перспективности участка. Подрядчик также берет на себя обязательство потратить на поисково-разведочные работы определенную сумму и, если она оказывается неизрасходованной, остаток переводится на счет ЕГНК. При заключении соглашения подрядчик выплачивает подписной бонус, размер которого в 1997 году колебался от 200 тыс. до 3 млн.долл. В случае обнаружения коммерческого месторождения правительство предоставляет подрядчику срок для его обустройства, который обычно составляет 20 лет, но по просьбе подрядчика может быть продлен на 5 или 10 лет. Добываемая после ввода в эксплуатацию нефть делится на две части. Первая, максимальный размер которой обычно составляет 40% добываемого количества, предназначается для покрытия издержек подрядчика на поисково-разведочные работы, обустройство и эксплуатацию месторождения. После покрытия расходов остаток этой части по большинству соглашений переходит полностью в распоряжение ЕГНК, а в ряде случаев делится между нею и подрядчиком. Вторая часть, порядка 60%, делится в качестве прибыли между ЕГНК и подрядчиком.
В фев. 1993 г. для привлечения интереса к поисково-разведочным работам правительство объявило более привлекательные условия для подрядчиков, предусматривающие, в частности, увеличение доли нефти, для возмещения расходов подрядчиков с 25-30% до 35-40%, а их долю нефти, добываемой в качестве прибыли, с 11-20% до 20-30% в районе Суэцкого залива и с 15-25% до 17-30% в районе Западной пустыни. В последние годы СРП с ЕГНК заключали такие компании, как Аmoco, Agip, Shell, British Gas, Apache, Norsk Hidro, Denimex, Mobil, Marathon, Occidental, Pennzoil, Repsol и дp. Впервые большую активность в Египте стали проявлять фирмы Канады, Австралии, Ирландии. Внутреннее потребление нефтепродуктов составило в 1997 г. 21,5 млн.т. (в 1996 г. - 20,2 млн. т.). Экспорт по линии нефтяного сектора составил в 1997 г. 2,4 млрд.долл. против 2,7 млрд.долл. в предшествующем году. Экспортируется в год по 6-7 млн.т. нефти и 5-5,3 млн.т. нефтепродуктов. Часть своих потребностей в нефтепродуктах легких фракций Египет вынужден удовлетворять за счет импорта (смазочные масла, газойль, авиатопливо).
Газодобывающая промышленность. Добыча природного газа относится к одному из наиболее быстро развивающихся секторов экономики. Объем добычи газа составляет более 16 млрд.куб.м. в год. Ожидается, что к 2001 г. по сравнению с 1998 г. объем производства удвоится.
С открытием новых месторождений на побережье Средиземного моря (дельта Нила) и в Западной пустыне разведанные запасы природного газа значительно увеличились. Подтвержденные запасы газа АРЕ оцениваются в 810 млрд.куб.м., что на 40% больше, чем в 1997 г. (578 млрд.куб.м.), и в 2 раза больше, чем в 1993 г. (425 млрд.куб.м.). Дельта Нила уже в течение продолжительного времени рассматривается как газовый бассейн крупного значения. Открыты месторождения "Порт Фуад", "Южный Тимсах" и "Уаках", где добыча газа производится с морских платформ. Более половины добычи газа в АРЕ приходится пока на два месторождения: "Абу Маади" (в эксплуатации с 1970 г.) и "Бадр Эр-Дин" (с 1990 г.). "Абу Кир" - третье по значению месторождение Египта, которое, как и "Абу Маади", постепенно начинает истощаться.
Главным производителем газа в АРЕ является International Egyptian Oil (IEOC), созданная с участием итальянской ENI. В сотрудничестве с американской Amoco, IEOC в первую очередь направляет свои усилия на исследования и обустройство месторождений природного газа в районе дельты Нила; реализуется проект в 1 млрд.долл., который с 2000 г. должен позволить добывать 10,3 млрд.куб.м. газа в год. В нояб. 1997 г. Аmосо вместе с Egyptian General Petroleum (EGPC) и IЕОС объявили о планах разработки нового большого месторождения в районе Рас Эль-Бар (дельта Нила), стоимость проекта оценивается в 248 млн.долл.
Предполагается, что добыча газа на этом месторождении может достигнуть 56,6 млрд.куб.м. в год и что газ будет потребляться на местном рынке. В сентябре 1997 г. началась пробная добыча на морском месторождении "Тимсах", объем добычи составил 328 тыс.куб.м. в день.
Весьма перспективными считаются месторождения в Западной пустыне: "Обейд" и "Халида". В 1999 г. ожидается рост добычи газа на месторождении "Обейд" до 8,5 тыс.куб.м. в день. Месторождение "Халида" (участок "Салям") должно давать до 5,5 тыс.куб.м. в день. Испанская фирма Repsol (совместно с Apache и Samsung) еще в начале 1997 г. сообщила об открытии нового резервуара на месторождении "Халида". Газ с месторождений "Обейд" и "Халида" будет транспортироваться в Александрию по 180-километровому трубопроводу.
Аmoco и IЕОС намерены начать добычу на морских месторождениях в районе Дельты. "Балтим" и "Южный Балтим" должны вступить в строй в 1999 г., "Тимсах" и "Рас-Эль-Бар" - в 2000 г. В дельте Нила открыты также месторождения: "Сиган-1" (Petrobel), "Уаккар" (Agip/EGPC), "Розетта-5" и "Розетта-6" (английская BG Exploration and Production с 40%, Shell Egypt с 20,4%, Shell Austria с 19,6%, итальянская Edison с 20%). Поставки газа из Розетты ожидаются в 2000 г. Компания Аmoсо сообщила о завершении разведки значительных запасов газа на севере Синая. Apache ожидает, что рост добываемого ею на территории АРЕ газа к 2000 г. составит 425 млн.куб.м. в год.
Египет потребляет весь производимый на его территории газ, и правительство проводит политику сохранения контроля над ценами на газ. В декабре 1997 г. было принято решение поднять с середины 1998 г. цены на 17%, а к 2005 г. - до 25%. В целом же Египет стремится сохранить цены на газ на достаточно низком уровне с тем, чтобы стимулировать внутренний рынок к переходу на газ. Таким образом, планируется высвободить больше нефти для экспорта. В результате этой политики EGPC несет убытки при реализации газа на внутреннем рынке. Рост потребления газа на внутреннем рынке весьма значителен, в первую очередь благодаря термическим производствам, переходящим с нефтяного топлива на газовое. Доля промышленного потребления газа в АРЕ составляет 65%. Объявлено о планах допуска на рынок газа частных фирм.
В нояб. 1996 г. Каир и Анкара договорились в принципиальном плане о поставках египетского газа в Турцию. В фев. 1999 г. в ходе визита в турецкую столицу министра нефти АРЕ Х.Аль-Банби стороны подписали протокол на экспорт 5 млрд.куб.м. газа в год. Египетские и турецкие эксперты должны определить маршрут и способы транспортировки этого сырья.
В 1996 г. между Amoсo и EGPC, с одной стороны, и турецкой Botar, с другой, было подписано соглашение о сотрудничестве в поставках сжиженного природного газа. В дек. 1997 г. ENI создала совместную с Аmосо и EGPC компанию SNAM по экспорту газа в Турцию; стоимость проекта составляет 2-4 млрд.долл. В проект входит строительство на побережье Средиземного моря к западу от Порт-Саида завода по производству сжиженного газа стоимостью 1,2 млрд.долл. Ранее ENI уже рассматривала возможность сооружения или подводного газопровода через Средиземное море, или наземного, проходящего через территории Израиля и Ливана. ENI/SNAM обладает 45% капитала в проекте экспорта сжиженного природного газа (Amoco - 45%, EGPC - 10%). Совместно с турецкой Botar, Amoco планирует сооружение в Турции (Измир) завода регазификации.
Сооружение "Трубопровода мира" для транспортировки газа в Израиль напрямую зависит от хода БВУ, и не известно, будет ли он построен в ближайшее время. Согласно проекту, трубопровод должен взять начало в Порт-Саиде и, проходя по палестинским территориям, закончиться в Израиле. Возможно его продолжение в Ливан и ответвление в Иорданию. Согласно первоначальным соглашениям, по трубопроводу, начиная с 1999 г., в Израиль должно было транспортироваться 2-2,4 млрд.куб.м. газа в год. Кроме политических причин, реализация проекта строительства "Трубопровода мира" отложена еще и из-за сложностей в согласовании цен на газ и недостаточной развитости израильской газораспределительной сети.
Израильтяне стремятся увеличить долю газа в балансе потребления энергоносителей. К 2001 г. планируется перевод трех электростанций на побережье Средиземного моря в Ашдоде, Тель-Авиве и Хайфе с мазута на природный газ. Их суммарное потребление составит около 2 млрд.куб.м. в год.
В окт. 1997 г. между EGPC и IEOC подписано соглашение, согласно которому IEOC построит газопровод с шельфовых месторождений газа в районе дельты Нила на север Синая. Планируемая пропускная способность газопровода составляет почти 4 млрд.куб.м. в год, стоимость проекта - 60 млн.долл.
В июне 1997 г. между АРЕ и Иорданией начались переговоры по проекту строительства газопровода, проходящего через Синай и по дну Красного моря в Акабу, где он соединялся бы с иорданской газораспределительной сетью. Проектная мощность газопровода - около 2 млрд.куб.м. в год, достижение которой планировалось к 2001-02 г., а в случае наличия достаточного спроса она может быть увеличена до 4 млрд.куб.м. в год.
О транспортировке нефти и газа по территории АРЕ. Благодаря своему географическому положению, Египет играет стратегически важную роль в вопросе транспортировки нефти и газа из Персидского залива в Европу.
За последние годы доходы египтян от прохода Суэцкого канала нефтеналивными судами снизились, так как альтернативный трубопроводный транспорт и морской маршрут вокруг мыса Доброй Надежды стали пользоваться относительно большой популярностью. В качестве одной из мер по возвращению утерянных позиций на рынке транспортировки нефти и газа в конце 1997 г. администрация Суэцкого канала объявила о решении четвертый год подряд отказаться от увеличения платы за проход канала. Танкерам, проходящим Суэцкий канал, в 1998 г. предоставляются значительные скидки, для судов, перевозящих сжиженный газ, скидка составляет 35% от полного тарифа.
Администрация канала продолжает работы по углублению и расширению его судоходной части. Глубина канала позволяет вести проводку любых сухогрузов, однако для обеспечения возможности проводки супертанкеров его необходимо дополнительно углубить до 21,3 м. К 2000 г. глубина канала достигнет лишь 18,9 м. (протяженность Суэцкого канала составляет 195 км., из них 68 км. - участки с двусторонним движением. Ширина канала по поверхности - до 400 м., ширина судоходной части - 190 м.).
Администрация Суэцкого канала предприняла попытку достичь соглашения с основным конкурентом - компанией, эксплуатирующей нефтепровод Sumed, также ориентированным на транспортировку значительных объемов нефти в северном направлении. Такое соглашение могло бы сделать перевозку нефти небольшими танкерами через канал более выгодной, чем ее перекачивание через нефтепровод. Крупным танкерам предлагается произвести частичную разгрузку до предела, позволяющего воспользоваться каналом, пройти канал и после прохода вновь догрузить перекаченный по нефтепроводу излишек нефти.
Нефтепровод Sumed используется в качестве средства транспортировки нефти из Персидского залива в Средиземном море. Его длина составляет 320 км, начальная точка расположена в Айн-Сухне (Суэцкий залив), конечная - в Сиди Кирир (Средиземное море). Проектная мощность нефтепровода составляла 1,6 млн. б/д., но после завершения строительства насосной станции "Дашур" на юге от Каира пропускная способность увеличилась до 2,5 млн. б/д. Нефтепровод находится в собственности Arab Petroleum Pipeline с участием египетского капитала (50%), КСА (15%), Кувейта (15%), ОАЭ (15%), Катара (5%). Емкость сопутствующих нефтехранилищ доведена до 24 млн.барр. Изучается возможность строительства дополнительного участка трубопровода от Айн-Сухны через Красное море до ближайшей точки на саудовской территории в районе Шарм аш-Шейха и далее до соединения с основным саудовским нефтепроводом, имеющим терминал в порту Янбу.
Объявлено также о планах сооружения совместного египетско-ливийского нефтепровода, по которому бы производилась перекачка ливийской нефти из Торбука на НПЗ Александрии. Предполагаемая длина нефтепровода - 600 км., пропускная способность - 150 тыс. б/д., стоимость - 300 млн.долл., время строительства - 3 года.

по материалам Полпред ру