Уже давно «визитной карточкой» арабских монархий Персидского залива стала нефть, поскольку именно доходы от экспорта этого энергоносителя приносят значительную часть в казну местных бюджетов.
Тем не менее в прошлом году рост совокупного валового внутреннего продукта (ВВП) государств Совета сотрудничества арабских стран Персидского залива (ССАГПЗ), в который входят Бахрейн, Катар, Кувейт, ОАЭ, Оман и Саудовская Аравия, замедлился.
По оценкам Группы «Национального банка Катара» (QNB Group), в 2012 г. рост ВВП составил 5,7% против 7,8% в 2011 г. Однако темпы роста в регионе все же остаются более высокими, нежели во многих других странах мира. При этом прирост показали как нефтяной, так и ненефтяной секторы экономики стран Залива.
В минувшем году цены на нефть находились на исторически высоком уровне, увеличивая государственные доходы и расходы, что способствовало росту отраслей производства и сферы услуг, не связанных с нефтью, особенно строительства и коммунального хозяйства. По статистике, около 22% госрасходов пришлось на капитальные вложения в таких областях, как транспортная инфраструктура, недвижимость, образование и здравоохранение.
Оставшиеся 78% расходов были направлены на текущие нужды, в основном на выплату зарплаты чиновникам и служащим. Это также способствовало притоку средств в ненефтяной сектор, стимулируя развитие сфер услуг и ритейла.
Рост отраслей, не связанных с нефтедобычей, стал следствием ранее сделанных инвестиций, в частности в нефтехимические производства.
На темпы общего экономического роста существенное влияние оказало увеличение нефтедобычи. Средний совокупный объем производства нефти в странах ССАГПЗ за первые три квартала 2012 г. достигли 17,2 млн баррелей в сутки, что на 6,2% больше, чем за аналогичный период 2011 г. Рост стал возможен после того, как Организация стран – экспортеров нефти (ОПЕК) отменила страновые квоты добычи, установленные в 2009 г. в момент падения мировых цен на нефть. В прошлом году они были заменены более гибкими общими целевыми показателями добычи в рамках всей организации. Кроме того, в 2012 году ОПЕК увеличила производство нефти, чтобы стабилизировать обстановку на рынках вследствие уменьшения добычи в таких странах, как Иран и Ливия.
Несмотря на высокие цены на нефть и рост ее производства, ненефтяной сектор в государствах ССАГПЗ обеспечил почти 50% их совокупного экономического роста 2012 г. Специалисты QNB Group полагают, что совокупный номинальный размер ВВП стран региона составил 1,56 трлн долларов (2,2% от общемирового ВВП).
Крупнейшей экономикой в регионе является Саудовская Аравия, на долю которой приходится около 47% совокупного ВВП. Нефтяной сектор играет в ней ведущую роль. За первые три квартала 2012 г. уровень добычи нефти здесь составил 9,8 млн баррелей в сутки (в 2011 г. он находился на уровне 9,3 млн баррелей в сутки). Однако ненефтяной сектор году рос более быстрыми темпами, которые в 2012 г. достигли 7,2%. Масштабные инвестиции способствовали развитию строительства, объемы которого увеличились в прошлом году на 10,3%.
Экономика Объединенных Арабских Эмиратов занимает второе место в регионе, производя 23% общего ВВП. Согласно данным обзора Международного валютного фонда (МВФ), ее рост в 2012 г. составил 4%. Объемы нефтедобычи за первые три квартала истекшего года увеличились на 3,2% по сравнению с тем же периодом 2011 г.
Стоит отметить, что структура экономики ОАЭ более диверсифицирована, нежели в других странах региона: существенную роль в ней играет сектор услуг. Хозяйство ОАЭ ощутимо пострадало от глобально финансового кризиса и краха сектора недвижимости, что оказало сильное негативное влияние на их собственную долговую ситуацию. Тем не менее темпы роста в ОАЭ оказались выше прогнозируемых из-за стремительного восстановления двух важнейших сфер: недвижимости и финансовых услуг.
Замкнул тройку лидеров Катар (12% регионального ВВП). Его экономический рост несколько замедлился, но местный ВВП все же вырос на 6,1% благодаря росту ненефтяного сектора. Согласно данным QNB Group, промышленность и сфера услуг выросли на 10,1% и 9,1% соответственно, тогда как в нефтегазовом секторе рост составил 2,1%.
В Кувейте, доля которого в региональном ВВП составляет 11%, экономика выросла на 6,3%. «Локомотивом» стал нефтяной сектор (рост на 12,1%); за 9 месяцев 2012 г. уровень добычи увеличился до 3 млн баррелей в сутки.
Ненефтяной сектор также должен был бы продемонстрировать неплохой рост, судя по уровню финансирования различных проектов. Размер бюджета на 2012/13 год достигает 75 млрд долларов, что на 9,3% больше бюджета на предыдущий год. Однако бюрократические ограничения могут привести к тому, что фактические объемы финансирования, в частности, инвестиционных проектов, окажутся меньше запланированных.
По данным МВФ, рост экономики Омана (5% от регионального ВВП) ожидался на уровне 5% за счет бурного роста нефтехимической промышленности при небольшом увеличении производства нефти. Однако Министерство финансов Омана настаивает на том, что рост местной экономики в 2012 г. составил 8,3%.
Бахрейн, внесший 2% в региональный ВВП, имеет весьма диверсифицированную структуру местного хозяйства. В частности, значительную роль в нем играет сектор услуг (например, финансовая сфера обеспечивает 18% местного ВВП), а нефтяные резервы сравнительно ограничены.
В целом, наряду с ростом нефтедобычи в большинстве государств ССАГПЗ наблюдается уверенный рост ненефтяного сектора, который поддерживается все более масштабными государственными расходами.
В странах «арабской шестерки» бюджетные расходы растут вслед за доходами от производства углеводородов. Так, бюджет Саудовской Аравии предусматривает рост плановых расходов в 2013 г. на 19% – до 219 млрд долларов. В Катаре уже начинают подгонять реализацию крупных инфраструктурных проектов в преддверии мирового первенства по футболу 2022 г., чтобы успеть сдать их вовремя и в соответствии с требованиями ФИФА. Ожидается, что объемы их финансирования в 2013/14 году достигнут 30 млрд долларов.
В ОАЭ расходные статьи бюджета были консолидированы, но инвестиции со стороны частного сектора, скорее всего, смогут компенсировать это, особенно если процесс восстановления экономики продолжится. В сфере недвижимости уже начата реализация ряда новых проектов параллельно с реанимацией ранее приостановленных.
По мнению специалистов QNB Group, государства ССАГПЗ продолжат инвестировать в такие отрасли, как производство нефтехимической продукции, удобрений, стали и алюминия. Это будет поддерживать рост ненефтяного сектора экономики. QNB Group полагает, что в 2013-2014 гг. рост ВВП арабских монархий Персидского залива составит 5-6%.
Несмотря на различные диверсификационные планы властей «арабской шестерки», нефтяной и нефтеперерабатывающий сектор остается прочным остовом, на который опирается государственная экономика. Каково же текущее состояние основного сектора хозяйства стран – участниц ССАГПЗ?
Саудовская Аравия
Доказанные нефтяные запасы превышают 36,3 млрд т (почти 20% мировых запасов). Причем этот сектор национализирован: 35,72 млрд т доказанных запасов (98% запасов нефти в Саудовской Аравии) контролируется государственной компанией Saudi Aramco.
Расположенные на территории страны месторождения Ghawar (9,5 млрд т) и Safaniya (5 млрд т) являются крупнейшими в мире континентальным и шельфовым месторождениями нефти соответственно.
В 2010 г. были открыты месторождения Namlan-1 (в 166 км к северо-западу от Эль-Джубайля), AsSayd-1(в 400 км к северу от Эр-Рияда), Qamran-1 (в 180 км к западу от месторождения Shaybah; первое нефтяное месторождение в пустыне Руб-эль-Хали) и Arsan-1 (в 120 км к северо-востоку от Эр-Рияда).
Saudi Aramco реализуется крупномасштабная программа по проведению геологоразведочных работ на нефть на шельфе Красного моря.
В 2010 г. на территории Саудовской Аравии было добыто 407 млн т нефтяного сырья (см. Таблицу 1), из которых 393,8 млн т (96,8% национальной добычи) добыла Saudi Aramco.
По состоянию на 2011 г., мощности по добыче нефти в стране составляли 600 млн т в год (в т.ч. резервные мощности – 161 млн т в год). По оценкам Saudi Aramco, в ближайшие годы возможно увеличение добычных мощностей до 750 млн т нефти в год.
Таблица 1
Динамика добыча нефти в Саудовской Аравии в 2005-2010 гг.,
млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2010 к 2009, % |
| 466,2 | 459,0 | 439,4 | 459,7 | 407,9 | 407,0 | -0,2 |
Источник: Joint Oil Data Initiative
Основной объем добычи нефти в Саудовской Аравии обеспечивают следующие месторождения:
·Ghawar – до 250 млн т в год;
·Khurais – до 64 млн т в год;
·Safaniya –до 60 млн т в год;
·Shaybah – до 37 млн т в год.
Несколько лет назад началась добыча нефти на месторождениях Nyayyim (5 млн т в год) и Khurais, а также расширены добычные мощности на месторождении Shaybah. Также были увеличены производственные мощности на месторождениях Khurais (59,8 млн т в год нефти сорта Arabian Light и 4 млн т в год конденсата) и Khursaniya (24,9 млн т в год нефти сорта Arabian Light).
Кроме того, велась подготовка к промышленной эксплуатации месторождения Manifa на шельфе Персидского залива (пятое крупнейшее в мире месторождение по запасам нефти; планируемые производственные мощности – 24,9 млн т в год нефти сорта Arabian Heavy к 2013 г., 44,8 млн т в год – к 2014 г.). В стадии проработки находится проект комплексной модернизации добычных мощностей на месторождении Safaniya.
В Саудовской Аравии производится нефть различного качества: от тяжелой до сверхлегкой. Почти 2/3 нефтяного сырья, добываемого в стране, приходится на легкую и сверхлегкую нефть. Легкие сорта нефти добываются в основном на континентальных месторождениях, более тяжелые – на шельфовых. Нефтяное сырье Саудовской Аравии, за исключением сортов Arab Extra Light и Arab Super Light, отличается повышенным содержанием серы.
На месторождении Ghawar производится нефть сорта Arabian Light. Более легкие сорта нефти с низким содержанием серы –Arab Extra Light и Arab Super Light добываются на континентальных месторождениях Abqaiq и Hawtah.
На шельфе Персидского залива добывается нефть сорта Arab Medium (основные месторождения – Zuluf и Marjan) и нефть сорта Arab Heavy (основное месторождение – Safaniya).
КСА является крупнейшим экспортером нефтяного сырья в мире. В 2010 г. объем экспорта составил 288,8 млн т, сократившись по сравнению с уровнем предыдущего года на 2,1% (см. Таблицу 2). Основными рынками сбыта являются страны Азии (55,5% экспортных поставок), Северной Америки (15,8%) и Европы (9,9%). В число крупнейших импортеров нефти из Саудовской Аравии входят Япония (55,1 млн т), США (53,8 млн т), Китай (45,3 млн т) и Республика Корея (38,9 млн т).
Таблица 2
Динамика экспорта нефти Саудовской Аравии в 2005-2010 гг.,
млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2010 к 2009, % |
| 372,5 | 361,9 | 342,9 | 356,3 | 294,9 | 288,8 | -2,1 |
Источник: Joint Oil Data Initiative
Переработка нефтяного сырья в Саудовской Аравии осуществляется на семи нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) суммарной мощностью первичной переработки 105,3 млн т в год. Четыре из семи НПЗ принадлежат государственной компании Saudi Aramco (Ras Tanura,Yanbu, Riyadh, Jiddah), остальные три управляются совместными предприятиями, учрежденными Saudi Aramco совместно с иностранными компаниями.
Крупнейший НПЗ Саудовской Аравии – Ras Tanura – расположен в г. Рас-Танура на побережье Персидского залива. Мощность НПЗ по первичной переработке составляет 27,5 млн т нефтяного сырья в год.
Таблица 3
НПЗ Саудовской Аравии
| НПЗ | Компании | Мощность, млн т/г |
| Ras Tanura | Saudi Aramco | 27,5 |
| Jiddah | Saudi Aramco | 4,4 |
| Riyadh | Saudi Aramco | 6,1 |
| Yanbu | Saudi Aramco | 11,8 |
| SAMREF–Yanbu | Saudi Aramco (50%), Exxon Mobil (50%) | 20,2 |
| SASREF–Jubail | Saudi Aramco» (50%), Shell (50%) | 15,3 |
| Petro Rabigh | Saudi Aramco (37,5%), Sumitomo (37,5%), частные инвесторы –25% | 20,0 |
| Всего | 105,3 |
Источник: Saudi Aramco
По итогам 2010 г. на НПЗ Саудовской Аравии было переработано 86,9 млн т нефти, что на 0,7% ниже уровня 2009 г (см. Таблицу 4).
Таблица 4
Динамика первичной переработки нефтяного сырья
в Саудовской Аравии в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2010 к 2009, % |
| 85,9 | 86,5 | 86,0 | 89,9 | 87,5 | 86,9 | -0,7 |
Источник: Joint Oil Data Initiative
Четыре года назад в королевстве был введен в эксплуатацию комплекс Petro Rabigh мощностью первичной переработки 20 млн т нефтяного сырья в год. В стадии строительства находится вторая очередь проекта (3 млн т нефтяного сырья в год; планируемый срок сдачи в эксплуатацию – 2014 год).
Saudi Aramco ведет работы по строительству нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса Saudi Aramco Total Refining and Petrochemical Program (SATORP; партнер по проекту – французская компания Total) в г. Эль-Джубайль мощностью первичной переработки 20 млн т нефтяного сырья в год. Выход предприятия на проектную мощность запланирован на конец 2013 г.
Кроме того, Saudi Aramco принято окончательное решение по строительству нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса Red Sea Refining Company (RSRC; рассматривается возможность привлечения в проект иностранного партнера) в г. Янбу-эль-Бахр мощностью первичной переработки 20 млн т нефтяного сырья в год. Ввод предприятия в эксплуатацию запланирован на 2014 г.
В 2010 г. проводились предпроектные изыскания по нефтехимическому комплексу Saudi Aramco и Dow Chemical в г. Эль-Джубайль. В 2011 г. Saudi Aramco начато строительство НПЗ Jazan мощностью первичной переработки 20 млн т нефтяного сырья в год.
Саудовская Аравия является крупным производителем и потребителем нефтепродуктов. В 2010 г. суммарный объем производства нефтепродуктов в стране оценивается в 93,9 млн т (см. Таблицу 5). Доля дизельного топлива в структуре производства составила 34%, топочного мазута – 24%, автобензина – 20%, авиакеросина – 8%, прочих нефтепродуктов – 14%.
Таблица 5
Динамика производства нефтепродуктов с учетом переработки газового конденсата в Саудовской Аравии в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2010 к 2009, % | |
| Всего | 98,7 | 98,0 | 93,7 | 98,5 | 95,6 | 93,9 | 98,2 |
| Автобензин | 15,7 | 14,1 | 17,6 | 16,9 | 17,8 | 18,9 | 106,0 |
| Авиакеросин | 11,1 | 10,6 | 9,2 | 9,5 | 8,7 | 7,9 | 90,7 |
| Дизтопливо | 32,4 | 33,1 | 32,7 | 33,8 | 31,2 | 31,5 | 100,8 |
| Топочный мазут | 24,4 | 24,8 | 23,9 | 23,8 | 24,9 | 22,3 | 89,5 |
| Прочие | 15,2 | 15,2 | 10,3 | 14,5 | 13,0 | 13,5 | 103,8 |
Источник: OPEC Annual Statistical Bulletin 2009
Потребление нефтепродуктов в Саудовской Аравии, по данным Saudi Aramco, составляет более 70 млн т, из которых 43% приходится на дизельное топливо, 30% – на автобензин, 16% – на топочный мазут, 5% – на авиакеросин и 6% – на прочие нефтепродукты. Основными потребителями нефтепродуктов в стране являются: транспорт – 45% валового потребления, электроэнергетика – 27%, промышленность (исключая нефтехимию) – 17%, нефтехимия – 7%. Доля расходов на собственные нужды достигает 2%; домохозяйствами потребляется около 2% нефтепродуктов (см. Таблицу 6).
Таблица 6
Динамика потребления нефтепродуктов в Саудовской Аравии
в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2010 к 2009, % | |
| Всего | 58,8 | 62,9 | 67,3 | 72,0 | 70,3 | 71,2 | 101,3 |
| Автобензин | 14,9 | 15,8 | 17,4 | 18,7 | 19,9 | 21,1 | 106,0 |
| Авиакеросин | 2,8 | 2,8 | 2,9 | 3,1 | 3,0 | 3,2 | 106,7 |
| Дизтопливо | 23,1 | 25,2 | 26,6 | 28,9 | 30,3 | 30,6 | 101,0 |
| Топочный мазут | 13,1 | 13,9 | 15,0 | 15,6 | 11,4 | 11,4 | 100,0 |
| Прочие | 4,9 | 5,2 | 5,4 | 5,8 | 5,7 | 5,0 | 87,7 |
Источник: OPEC Annual Statistical Bulletin 2009, Saudi Aramco
Саудовская Аравия является крупным нетто-экспортером нефтепродуктов. Объем экспорта в 2010 г. оценивается в 45 млн т, импорта – в 22,3 млн т (см. Таблицу 7). Основными экспортными направлениями являются Азиатско-Тихоокеанский регион (57,7% поставок нефтепродуктов), страны Ближнего Востока (19,5%), Африки (10,9%) и Европы (8,5%).
Саудовский импорт нефтепродуктов тоже присутствует, но он уступает экспорту почти в два раза (см. Таблицу 8)
Таблица 7
Динамика экспорта нефтепродуктов Саудовской Аравии
в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2010 к 2009, % |
| 69,3 | 63,9 | 56,9 | 52,9 | 50,4 | 45,0 | 89,3 |
Источник: ЦДУ ТЭК 2011, OPEC Annual Statistical Bulletin 2009
Таблица 8
Динамика импорта нефтепродуктов в Саудовскую Аравию
в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2010 к 2009, % |
| 29,4 | 28,8 | 30,5 | 26,4 | 25,1 | 22,3 | 88,8 |
Источник: ЦДУ ТЭК 2011, OPEC Annual Statistical Bulletin 2009
Кувейт
Доказанные запасы нефти Кувейта составляют около 14 млрд т, что эквивалентно чуть более 6% мировых запасов. По данному показателю страна занимает 6-е место в мире. Большинство месторождений расположено на суше. Крупнейший нефтеносный район страны Greater Burgan расположен на юго-востоке Кувейта. В него входят месторождения Burgan, Magwa и Ahmadi с суммарными запасами около 9,5 млрд т. К западу от Greater Burgan находятся месторождения Minagish, Umm Gudair, Abduliyah, Khashman и др. К числу крупнейших относятся расположенные на севере страны месторождения Ratqa, Raudyatian, Sabriyahи Bahrah.
Принадлежащие Кувейту запасы нефти в Нейтральной зоне составляют около 340 млн т. Крупнейшие из расположенных здесь месторождений – континентальное Wafra и шельфовые Khafji и Hout.
По итогам 2010 г. добыча нефти в Кувейте (с учетом доли страны в добыче на территории Нейтральной зоны) составила 115,1 млн т (см. Таблицу 9). По сравнению с 2009 г., объем добычи вырос на 2,2%.
Таблица 9
Динамика нефтедобычи без учета газового конденсата
в Кувейте в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
| 128,2 | 132,7 | 128,2 | 133,3 | 112,6 | 115,1 |
Источник: ОПЕК
По итогам 2011 г. нефтедобыча в стране составила 132,4 млн т (+15% к 2010 г.). Добыча «черного золота» осуществляется дочерними компаниями государственной Kuwait Petroleum Corporation (KPC). Kuwait Oil Company (KOC) обеспечивает основную часть добычи. Kuwait Gulf Oil Company ведет разработку месторождений в Нейтральной зоне. Добычные мощности Кувейта составляют около 127 млн т в год, а к 2020 г. их планируется нарастить до 200 млн т в год.
Большая часть добычи обеспечивается за счет месторождений юго-востока страны. Мощности добычи в пределах Greater Burgan составляют 88 млн т в год. При этом в 2010 г. на месторождении было добыто около 60 млн т нефти. Потенциал наращивания добычи на месторождении связан с разработкой структуры Wara, добычу на которой к 2014 г. планируется увеличить до 17,5 млн т в год (с текущих 4 млн т в год).
На месторождениях севера страны (Raudhatain, Sabriya, al-Ratqa, Abdali) в 2010 г. было добыто около 40 млн т нефти. Существенный рост объемов добычи связан с наращиванием уровня добычи на месторождении Sabriya на 6 млн т в год. На юге Кувейта добыча нефти осуществляется на месторождениях Umm Gudair, Minagish и Abdaliya (мощности добычи — около 10 млн т нефти в год).
Мощности добычи в пределах Нейтральной зоны составляют около 30 млн т в год (из них 12 млн т в год – мощности добычи на суше, 18 млн т в год – мощности шельфовой добычи), а добыча делится поровну между Кувейтом и Саудовской Аравией.
Крупнейшими разрабатываемыми месторождениями в рамках Нейтральной зоны являются континентальное Wafra и шельфовое Khafji. Добычу нефти на шельфовых месторождениях Нейтральной зоны осуществляет дочерняя компания KPC – Kuwait Gulf Oil Company (KGOC).
В 1998 г. был впервые озвучен так называемый «проект Кувейт», суть которого заключалась в наращивании добычи нефти на северных месторождениях страны до 45 млн т в год. Для достижения этой цели властями страны планировалось изменение структуры договоров для более активного привлечения иностранных инвесторов в нефтегазовую промышленность Кувейта. На деле в рамках проекта были внедрены стимулирующие договоры об обратных закупках, согласно которым за государством сохранялось право владения нефтяными резервами и контроль за уровнем добычи.
Кроме того, государство сохраняло возможность осуществлять стратегическое управление предприятиями. Иностранные компании, выступая в роли поставщиков услуг и подрядчиков, получают оплату из расчета за баррель нефти, а также платежи за возмещение капитала и стимулирующие выплаты за увеличение запасов.
В 2010 г. Кувейтом было экспортировано 71,2 млн т нефти, что на 6,1% выше уровня 2009 г. (см. Таблицу 10) Экспортируемая смесь нефтей «кувейтская экспортная» имеет плотность 31,4° API и содержание серы – 2,5%.
Таблица 10
Динамика экспорта нефти Кувейта в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
| 82,2 | 85,8 | 80,3 | 86,6 | 67,1 | 71,2 |
Источник: ОПЕК
В 2010 г. 83,8% нефти из Кувейта было экспортировано в АТР. Поставки также осуществлялись в страны Северной Америки (8,9%), Европы (4,3%) и Африки (3%). Основной экспортный нефтяной терминал Кувейта – Мина-эль-Ахмади. Поставки также осуществляются с терминалов Мина-Абдулла, Мина-Сауд (Аль-Зур) и Мина-эш-Шуайба.
В 2011 г. поставил на внешние рынки 90,4 млн т нефти (+27,0% к 2010 г.). Так называемая «кувейтская экспортная» смесь нефтей имеет плотность 31,4° API и содержание серы – 2,5%. Направления поставок осталось прежним.
Экспорт кувейтской нефти производится в основном по срочным контрактам, формула цены которых привязана к ценам на нефть сорта Arabian Medium (при поставках в Европу и Северную Америку) и сортов Dubai и Oman (при поставках в страны АТР).
Динамика первичной переработки нефти в Кувейте в 2005-2010 гг. приведена в таблице 11. Суммарная установленная мощность НПЗ Кувейта по первичной переработке нефти по состоянию на начало 2011 г. составляла 46,6 млн т.
Таблица 11
Динамика первичной переработки нефти в Кувейте
в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
| 43,0 | 44,7 | 46,0 | 45,2 | 43,3 | 44,4 |
Источник: Joint Oil Data Initiative
На территории Кувейта эксплуатируются несколько НПЗ:
·Mina al-Ahmadi мощностью 23,2 млн т в год;
·Mina Abdullah мощностью 13,4 млн т в год;
·Shuaiba мощностью 10 млн т в год.
Управление НПЗ Кувейта осуществляет дочернее подразделение KPC – Kuwait National Petroleum Company (KNPC).
В 2011 г. Высший нефтяной совет Кувейта одобрил проект «Чистое топливо» по модернизации существующих НПЗ и проект Al Zour, предусматривающий строительство нового НПЗ мощностью 30,8 млн т в год. В рамках проекта «Чистое топливо» предполагается модернизация заводов Mina Abdullah и Mina al-Ahmadi и вывод из эксплуатации НПЗ Shuaiba. Мощность НПЗ Mina al-Ahmadi планируется снизить до 17,2 млн т, а мощность НПЗ Mina Abdullah, напротив, нарастить до 22,6 млн т в год.
В 2010 г. производство нефтепродуктов в Кувейте составило 48,8 млн т (см. Таблицу 12), что на 9,7% выше уровня 2009 г. В структуре производства нефтепродуктов преобладали дизельное топливо (12,1 млн т или 24,9%), мазут (10,2 млн т или 20,9%) и авиационный керосин (9,1 млн т или 18,6%).
Таблица 12
Динамика производства нефтепродуктов в Кувейте
в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
| 45,4 | 44,2 | 43,7 | 50,0 | 44,5 | 48,8 |
Источник: ОПЕК
Потребление нефтепродуктов в Кувейте составило 13 млн т (см. Таблицу 13). В структуре потребляемых нефтепродуктов доминирующие позиции занимает топочный мазут (5,8 млн т или 44,5%), использующийся в электроэнергетике и на установках по опреснению воды.
В структуре потребления нефтепродуктов по отраслям на долю электроэнергетики приходится около 45%, на транспорт – 26%, на собственные нужды – 14%, на промышленность – 5% (см. Таблицу 14).
Таблица 13
Динамика потребления нефтепродуктов в Кувейте
в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
| 12,4 | 12,0 | 12,5 | 13,1 | 12,6 | 13,0 |
Источник: ОПЕК
Таблица 14
Структура производства и потребления нефтепродуктов
в Кувейте в 2010 г., млн т
| Нефтепродукты | Производство | Потребление |
| Авиационный керосин | 9,1 | 0,9 |
| Автомобильный бензин | 2,7 | 3,1 |
| Средние дистилляты | 12,1 | 2,9 |
| Топочный мазут | 10,2 | 5,8 |
| Прочие | 14,6 | 0,3 |
| Всего | 48,8 | 13,0 |
Источник: ОПЕК
Кувейт является крупным экспортером нефтепродуктов. По итогам 2010 г. объем экспорта составил 31,5 млн т (см. Таблицу 15). Основное направление поставок – АТР (92,1%). В незначительных объемах нефтепродукты экспортируются в страны Европы (7,7%) и Северной Америки (0,2%).
Таблица 15
Динамика экспорта нефтепродуктов Кувейта
в 2005-2010 гг., млн т
|
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
30,6 |
37,3 |
36,8 |
35,3 |
33,5 |
31,5 |
Источник: ОПЕК
Объединенные Арабские Эмираты
По итогам 2012 г. доказанные запасы нефти ОАЭ составляли 12,98 млрд т. По данному показателю страна заняла 7-е место в мировом рейтинге.
Нефтегазовые месторождения на территории страны распределены неравномерно. На долю эмирата Абу–Даби приходится 94% доказанных запасов, эмирата Дубай – 4%, эмирата Шарджа – 1%.
Большая часть нефтяных месторождений сосредоточена на шельфе Персидского залива. Крупнейшими из них являются Upper Zakum, Lower Zakum, Umm Shaif, Arzanah, Umm Al-Dalkh. В число крупных континентальных месторождений входят Bu Hasa, Murban Bab, Asab, Sahil.
До 2006 г. ОАЭ удавалось поддерживать стабильный рост нефтедобычи, но за период 2006-2009 гг. производство нефти в стране снизилось на 15,1%. В 2010-2011 гг. рост добычи возобновился главным образом за счет применения методов интенсификации. По итогам 2011 г. в стране добыто 123,2 млн т нефти (+10,3% к 2010 г.).
По состоянию на 2012 г. мощности по добыче нефти в стране составляли 140 млн т в год (в том числе резервные мощности – 5 млн т в год). К 2018 г. их планируется нарастить до 175 млн т в год.
Большая часть добываемого нефтяного сырья в ОАЭ относится к легким сортам с преимущественно низким содержанием серы.
Более 90% добычи нефти в ОАЭ обеспечивают три совместных предприятия (СП) с участием государственной компании Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC): ZADCO, ADMA-OPCO и ADCO. При этом концессии компаний ADCO и ADMA-OPCO заканчиваются в 2014 г. и 2018 г. соответственно.
Компания Zakum Development Company (ZADCO) – СП ADNOC (60%), американской ExxonMobil (28%) и японской JODCO (12%) – является оператором трех шельфовых месторождений: Upper Zakum (добыча в 2011 г. – 22 млн т), Umm Al-Dalkh и Satah. Нефть с этих месторождений поступает по системе нефтепроводов на о. Эз-Зарка, где осуществляются ее очистка и последующий экспорт. Крупнейший реализуемый проект компании – увеличение максимального уровня добычи нефти на месторождении Upper Zakum с 26 до 37,5 млн т в год к 2016 г. и в долгосрочной перспективе – до 60 млн т в год.
Оператором шельфовых месторождений Lower Zakum, Umm Shaif является компания ADMA-OPCO – совместное предприятие ADNOC – 60%, британской BP – 14,7%, французской Total – 13,3% и японской JODCO – 12%. Нефть с указанных месторождений поступает по нефтепроводам на о. Дас для подготовки и дальнейшего экспорта.
В 2011 г. ADMA-OPCO было добыто около 26 млн т нефти. C целью наращивания ежегодной добычи до 49 млн т к 2017 г. компанией планируется инвестировать около 10 млрд долларов в существующие и планируемые проекты. Также ADMA-OPCO планируется освоение шельфовых месторождений Nasr и Umm Al-Lulu, на которых к 2018 г. предполагается добывать 10 млн т нефти.
Оператором сухопутных месторождений и месторождений неглубокого шельфа страны является СП Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO). Партнеры ADNOC (60,0%) по СП: британская BP (9,5%), американская ExxonMobil (9,5%), нидерландско-британская Royal Dutch Shell (9,5%), французская Total (9,5%) и компания с Каймановых островов Partex Oil and Gas (2,0%).
Практически вся добыча (около 75 млн т нефти и конденсата в 2011 г/) ведется компанией на шести месторождениях: Bu Hasa (около 30 млн т в год), Asab, Sahil, Shah (суммарно на трех месторождениях – 19 млн т в год), Murban Bab (около 16 млн т в год), North-East Bab (6 млн т в год). В 2012 г. компания начала добычу нефти на месторождении Bida Al Qemzan в объеме 11 млн т в год. Отгрузка сырья осуществляется в основном через терминал Jebel Dhanna. Чтобы довести добычу нефтяного сырья на континентальных месторождениях до 90 млн т к 2016 г., ADNOC планирует инвестировать в ADCO более 5 млрд долларов (планируется начало добычи на месторождениях Bab и Qusahwira, рост мощностей на North-East Bab).
Разведку и добычу на участках Al Munduq, Mubarraz, Umm Al Anbar, Neewat Al Ghalan осуществляют дочерние компании японской Cosmo Oil: Abu Dhabi Oil. Co и United Petroleum Development. Уровень добычи компаний составляет около 2 млн т нефти в год.
В 2012 г. между корейской компанией KNOC и ADNOC было заключено соглашение о создании СП (доля корейской компании – 40%, инвестиции – 2 млрд долларов) для разработки трех месторождений, начало добычи на которых запланировано на 2014 г. (около 2,2 млн т в год).
Добычу нефти в эмирате Дубай (максимальный уровень – около 5 млн т в год) ведет компания Dubai Petroleum Establishmant (DPE). Компания является оператором четырех шельфовых месторождений: Fateh, Southwest Fateh, Falah и Rashid. В начале 2010 г. на шельфе было открыто месторождение Al Jalila.
В эмирате Шарджа добыча нефти осуществляется частной компанией Crescent Petroleum. Крупнейшим месторождением эмирата является шельфовое Mubarek, которое на пике добычи давало 3 млн т нефти в год (в начале 2000-х гг. – 300 тыс. т в год). Crescent Petroleum также проводит геологоразведочные работы в континентальной части эмирата Шарджа.
В 2011 г. экспорт нефти из ОАЭ составил 112 млн т, что на 10,9% выше уровня 2010 г. Ключевые направления экспорта: Япония (40 млн т), Таиланд (15,2 млн т), Индия (13,5 млн т), Республика Корея (11,8 млн т), Сингапур (9,3 млн т) и Китай (6,7 млн т).
Все отгрузки нефти на экспорт осуществляются морским транспортом. Нефть, добываемая на шельфе ОАЭ, экспортируется с двух нефтяных терминалов, расположенных на о. Дас (с месторождений Lower Zakum и Umm Shaif) и о. Эз-Зарка (с месторождения Upper Zakum).
Примечательно, что до середины прошлого года нефть, поступающая с сухопутных месторождений, экспортировалась, в основном, через терминал Jebel Dhana в эмирате Абу-Даби. В июле 2012 г. был введен в эксплуатацию нефтепровод Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (Habshan–Fujairah) протяженностью 360 км и пропускной способностью 75 млн т в год. В связи с этим значительная часть нефти сухопутных месторождений будет экспортироваться через терминал Fujairah.
Катар
Доказанные запасы нефти в Катаре составляют около 2,8 млрд т (2 % мировых запасов). Основная часть этих залежей сосредоточена в пределах континентальных месторождений, крупнейшим из которых является Dukhan. В число основных шельфовых месторождений входят: Idd al-Shargi North Dome, Bul Hanine, Maydan Mahzam, al-Shaheen, al-Rayyan и al-Khalij.
В 2010 г. на территории Катара было добыто 35,7 млн т нефти (см. таблицу 16), что соответствует уровню 2009 г. Добываемая в стране нефть характеризуются плотностью 41°API (Dukhan, на суше) и 36°API (Marine, с шельфовых месторождений).
Таблица 16
Динамика добычи нефти без учета газового конденсата в Катаре в 2005-2010 гг., млн. т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
| 37,3 | 39,7 | 38,9 | 41,1 | 35,7 | 35,7 |
Источник: Joint Oil Data Initiative
Центральную позицию в углеводородной отрасли экономики Катара занимает государственная компания Qatar Petroleum (QP), в компетенцию которой входят осуществление всех операций с нефтью и газом, включая поиск, добычу, переработку, хранение, транспортировку сырья. Компания также отвечает за сбыт топлива и продуктов переработки на внутреннем и внешнем рынках.
Крупнейшие из эксплуатируемых месторождений Катара: Dukhan (16,8 млн т нефти в год), Bul Hanine (5,0 млн т в год) иMaydan Mahzam (3,0 млн т в год). Разработку месторождений и промышленную добычу нефти в Катаре в рамках соглашений о разделе продукции с QP осуществляют следующие иностранные компании:
·Maersk Oil Qatar (Дания) – месторождение al-Shaheen (15,0 млн т в год);
·Occidental Petroleum (США) – месторождения al-Rayyan, Id al-Shargi North Dome, Id al-Shargi South Dome (суммарно – 10,8 млн т в год);
·Total (Франция) – месторождение al-Khalij (1,8 млн т в год);
·Bunduq Company (ОАЭ) – месторождение El-Bunduq (0,7 млн т в год);
·Cosmo Oil (Япония) – месторождения Al-Karkara и A-North (суммарно – 0,5 млн т в год).
На нефтяном рынке Катара также ведут деятельность BP, ExxonMobil, ConocoPhillips, Marubeni и Mitsui (обе Япония), OMV (Австрия) и Royal Dutch Shell.
В 2010 г. Катаром было экспортировано 28,5 млн т нефти (см. Таблицу 17). Практически весь объем экспортных поставок осуществляется в страны АТР. В число крупнейших импортеров входят: Япония (44%), Сингапур (21%) и Республика Корея (12%).
Таблица 17
Динамика экспорта нефти Катара
в 2005-2010 гг., млн. т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
| 33,0 | 33,7 | 31,6 | 34,2 | 29,3 | 28,5 |
Источник: Joint Oil Data Initiative
Переработка катарской нефти ведется на НПЗ Mesaieed мощностью по первичной переработке 4 млн т нефтяного сырья в год. Завод расположен рядом с морским терминалом в Умм Саиде, через который осуществляется экспорт нефтепродуктов. НПЗ контролируется компанией QP. В таблице 18 приведена статистика первичной переработки катарского «черного золота» в 2005-2010 гг.
Таблица 18
Динамика первичной переработки нефти без учета газового конденсата в Катаре в 2005-2010 гг., млн. т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
| 4,3 | 5,9 | 7,4 | 6,9 | 6,4 | 7,1 |
Источник: Joint Oil Data Initiative
В 2009 г. в городе Рас Лаффан был запущен завод по переработке газового конденсата мощностью 7,3 млн т в год (доли в проекте: 51% – QP, 10% – ExxonMobil, 10% – Total, 10% – Idemitsu, 4,5% – Mitsui, 4,5% – Marubeni). Через некоторое время мощность завода была увеличена до 14,6 млн т в год.
В 2012 г. QP начала строительство НПЗ Al Shaheen в городе Месаид. Суммарные инвестиции в проект оцениваются в 11 млрд долларов, мощность по первичной переработке нефтяного сырья составит 12,5 млн т в год.
Производство нефтепродуктов в Катаре в 2010 г. составило 28,1 млн т (см. Таблицу 19), из которых 34,5% пришлось на сжиженные углеводородные газы (СУГ). Значительный объем производства обеспечивается за счет переработки газового конденсата. Резкий рост производства в 2010 г. (+70% к 2009 г.) связан с выходом на проектную мощность завода по переработке конденсата в Рас Лаффане.
Таблица 19
Динамика производства нефтепродуктов в Катаре
в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | |
| Всего, с учетом переработки газового конденсата | 8,7 | 11,1 | 12,3 | 12,7 | 16,5 | 28,1 |
| в т.ч. СУГ | 2,3 | 3,5 | 3,7 | 4,1 | 6,2 | 9,7 |
Источник: Joint Oil Data Initiative
Потребление нефтепродуктов по итогам 2010 г. составило 5,1 млн т (см. Таблицу 20), увеличившись по сравнению предыдущим годом на 4%. В структуре потребления нефтепродуктов преобладают дизельное топливо (33%), авиакеросин (25%) и автобензины (22%). Около 48% потребляемых в стране нефтепродуктов приходится на транспорт, 19% — на промышленность (исключая нефтехимию), 31% – на нефтехимию и 1% – на нужды домохозяйств.
Таблица 20
Динамика потребления нефтепродуктов в Катаре
в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
| 3,0 | 3,6 | 4,2 | 5,0 | 4,9 | 5,1 |
Источник: Joint Oil Data Initiative
В 2010 г. экспорт нефтепродуктов из Катара составил 22 млн т, увеличившись по сравнению с 2009 г. на 83%. Основная часть произведенных нефтепродуктов поставляется в страны Ближнего Востока и АТР. В небольших объемах Катар импортирует дизельное топливо (0,5 млн т).
Динамика экспорта нефтепродуктов
в Катаре в 2005-2010 гг., млн т
| 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
| 5,7 | 7,6 | 8,0 | 9,5 | 12,0 | 22,0 |
Источник: Joint Oil Data Initiative
Оператором нефтепроводной инфраструктуры Катара является QP. На территории страны функционируют следующие магистральные нефтепроводы:
·Dukhan – НПЗ Месаид – Умм-Саид;
·месторождения al-Khalij, Bul Hanine и Maydan Mahzam – о. Халул.
·двухниточный продуктопровод Месаид-Доха протяженностью 43 км и мощностью 4,2 млн т в год используется для нефтепродуктообеспечения столичного региона.
Крупнейшие морские нефтеналивные терминалы Катара – Доха, Умм-Саид и Халул.
Оман
По состоянию на начало 2012 года доказанные запасы нефти Омана составили 746 млн т (0,3% мировых запасов). Эти залежи сосредоточены главным образом в центральной части страны, а также на юге, при этом основной объем запасов представлен небольшими залежами со сложным геологическим строением.
В число крупнейших месторождений страны входят Yibal, Al Huwaisah, Mabrouk, Barik в центральной части страны, Mukhaizna и Marmul на юге Омана.
Свыше 90% запасов нефти Омана контролируется национальной нефтяной компанией Petroleum Development of Oman (доля Омана – 60%, Shell – 34%, Total – 4%, Partex – 2%).
По итогам 2011 г. добыча нефтяного сырья в стране составила 44,1 млн т (+2,5% к уровню 2010 г.). 72,8% добычи нефтяного сырья в стране (32,1 млн т в 2011 г.) обеспечивается компанией Petroleum Development of Oman. Компания осуществляет добычу нефти на крупнейшем по уровню добычи месторождении страны Yibal, а также на ряде других. В 2009 г. компания обнаружила крупное месторождение al-Ghubar South с доказанными запасами более 100 млн т.
Вторым крупнейшим производителем нефтяного сырья является американская Occidental Petroleum, которая в 2011 г. добыла на территории страны 3,4 млн т нефти. Occidental Petroleum является оператором (65%) Блоков-9 и 27, а также работает на блоках 53 (45%) и 62 (48%). Основные добычные мощности компании приходятся на расположенное на территории блока-53 месторождение Mukhaizna (суммарная добыча в 2011 году – около 6,2 млн т).
В целях повышения добычи на ряде месторождений страны применяются различные методы интенсификации: закачка газа (месторождение Harweel), тепловые методы (месторождениях Mukhaizna, Marmul, Amal-East, Amal-West и Qarn Alam) и полимерное заводнение (месторождение Marmul).
В 2011 г. Оманом было экспортировано 36,8 млн т нефти (-0,7% к 2010 г.). В число ключевых направлений экспорта нефти из страны входят: Китай (16,8 млн т, или 45,6% экспорта Омана), Индия (4,4 млн т, или 11,9%), Япония (3,8 млн т, или 10,3%), Таиланд (3,2 млн т, или 8,7%), Республика Корея (2,7 млн т, или 7,3%) и Сингапур (1,3 млн т, или 3,5%). Весь объем экспорта осуществляет морским транспортом с нефтеналивных терминалов Mina al-Fahal в районе Маската. Управление терминалом осуществляет крупная компания Petroleum Development of Oman.
Бахрейн
Запасы нефти на Бахрейне малы. Вся добыча внутри страны ведется на единственном нефтегазовом месторождении Авали, которое постепенно истощается. Более 75% нефтедобычи приходится на месторождение Абу-Сафа, которое страна делит с КСА. Добыча на месторождении составляет около 15 млн т в год и учитывается только в саудовской статистике, но половина данного объема нефти приходится на долю Бахрейна. Нефть, добытая на Абу-Сафа, полностью экспортируется с нефтеналивного терминала в городе Рас Танура в КСА, а на бахрейнский НПЗ в городе Ситра в качестве компенсации поступает саудовская нефть Arab Light. Из-за этого возникают нестыковки у различных источников статданных.
Помимо этого, Бахрейн импортирует дополнительные объемы нефти из Саудовской Аравии для полной загрузки НПЗ. Таким образом, более 80% перерабатываемой в стране нефти поступает из-за рубежа. В частности, поставки нефти из КСА идут по подводному нефтепроводу мощностью 12,5 млн т в год.
Добыча и переработка нефти обеспечивает более 60% экспортных и около 70% бюджетных доходов Бахрейна. Тем не менее большая часть внутреннего энергопотребления удовлетворяется за счет природного газа, остальная часть – за счет нефти. Углеводороды являются основой для двух ключевых секторов промышленности Бахрейна – нефтепереработка и выплавка алюминия.
Основная нефтяная инфраструктура для внешней торговли и транзита:
·нефтепровод Саудовская Аравия-Бахрейн. Проложен в 1945 г. по дну Персидского залива. Мощность магистали – 12,5 млн т в год;
·«Нью-Арабия» (второй нефтепровод между КСА и Бахрейном, планируется). Протяженность сети должна составить 115 км, пропускная способность – 17-22 млн т в год.
Бахрейн ратифицировал Киотский протокол, учредил ряд органов ответственных за развитие углеводородного сектора в стране, а также на уровне профильного министерства Бахрейна была обозначена необходимость разработки нормативно-правовых актов, стимулирующих развитие энергоэффективности. Однако пока прогресса в данном направлении не наблюдается. В тоже время эти планы полностью отвечают государственной стратегии развития экономики Бахрейна до 2030 г., призванной выстроить хозяйство и инфраструктуру государства в соответствии с мировыми стандартами.
Анализ основных текущего состояния и перспектив нефтяного и нефтеперерабатывающего комплекса стран ССАГПЗ позволяет прийти к следующему главному выводу. Модернизация экономик этих государств напрямую зависит от прогресса в нефтяной промышленности, поскольку диверсификация местного хозяйства хоть и набирает темпы, но на современном этапе ее результаты она едва ли способны составить существенную конкуренцию традиционному нефтяному сектору экономики этих стран.
Как представляется, в ближайшей и среднесрочной перспективе «черное золото» и дальше будет оставаться основным источником валютных поступлений арабских монархий Персидского залива. Однако замыкаться на нефтеэкспорте «арабская шестерка» не планирует. Неслучайно в долгосрочных экономичеких стратегиях государств приоритет все же отдается модернизации и развитию ненефтяных отраслей.