О некоторых аспектах нефтяного сектора Алжира

22 сентября, 2014 | Автор: | Напечатать эту статью

Экономика Алжира долгие годы ассоциируется  с нефтью и газом, которые являются самым важным сектором, с 1969 г. страна является членом ОПЕК. По состоянию на 01.01.2013 республика занимает 10-е место в мире по доказанным запасам природного газа и 16-е по запасам нефти (12,2 млрд барр.)(1). В совокупности с имеющимися добывающими и перерабатывающими мощностями это позволяет не только удовлетворять большую часть потребностей в энергоносителях, продуктах нефтехимии и в основных видах топлива, но и экспортировать данные виды сырья и продукцию. Так, в 2012 г. за счет углеводородов формировалось 30 % ВВП страны и 60 % бюджетной выручки, а доля сектора в экспортных начислениях составляла 95 %(2).

На первый взгляд, приведенные выше данные внушают оптимизм, ставя страну в преимущественное положение по сравнению с соседним Тунисом и особенно Марокко. Однако, проблемы этого огромного сектора в АНДР формируют энергетическую стратегию государства, некоторые элементы которой схожие с этими соседними странами. Это касается привлечения инвестиций иностранных компаний в геологоразведку и нефтедобычу, в т.ч. с целью открытия и освоения новых месторождений. А также намерений организовать и развивать производство энергии из возобновляемых источников, на что в АНДР возлагаются большие надежды.

Необходимо сказать, что о возможном кризисе энергетической отрасли Алжира сегодня нередко упоминается в прессе(3,4). И связывается это, по мнению авторов этих источников, в первую очередь со снижением газодобычи и нефтедобычи (последней в меньшей степени), имеющей место в последние годы, а также с высокими темпами роста потребления энергии в стране.

С целью представления более ясной картины попытаемся проанализировать состояние и возможные перспективы развития нефтяного сектора.

Темпы роста потребления нефти в стране действительно растут быстрыми темпами – от 6 % до 8 % в год (правда, в 2011 наблюдалось снижение потребления по сравнению с 2010, но это носило скорее исключительный характер). В целом такая ситуация не выглядит необычной в Северной Африке, хотя в Египте показатель значительно ниже. Это связано как с высокими темпами роста населения (более 2 % в год), а также с высокими темпами роста ВВП в последние годы, за исключением 2012 (9% в 2013, 2,5% в 2012, 23% в 2011, 17 % в 2010 по данным, измеряемых в текущих рыночных ценах). Отметим также, что показатели энергоемкости ВВП в АНДР значительно выше (т.е. затраты на единицу ВВП выше) по сравнению с Тунисом и Марокко, незначительно уступая Египту. Однако, это связано не только с умением экономить, но и с рядом других факторов, таких, как наличие больших, по сравнению с Тунисом, малоосвоенных и неразвитых экономически территорий, а низкие показатели Марокко связаны также с менее качественным обеспечением энергией национального хозяйства по причине дефицита собственных энергоносителей.

В этих условиях вполне закономерным является необходимость увеличения нефтедобычи и производства нефтепродуктов, в случае намерений сохранять объемы экспорта углеводородов на прежнем уровне.

При этом стимулирование более экономичного  потребления энергии вряд ли способно компенсировать высокие темпы роста и затруднительно в условиях АНДР.

Для анализа ситуации с уровнем добычи и направления нефтяной политики рассмотрим следующие данные (см. Таблицы 1, 2,3).

Таблица 1. Данные о запасах, нефтедобычи и инфраструктуре

Показатель

2003

2004

2005

2006

2007

2008
Доказанные запасы нефти, млн барр

11,314

11,8

12,27

12,2

12,2

12,2
Количество действующих буровых установок

н/д

н/д

21

25

29

27
Количество пробуренных скважин

н/д

н/д

198

285

300

316
Количество активных скважин

н/д

н/д

1475

1580

1790

2028
Объем ежедневной добычи нефти, тыс барр/сут*

942,4

1311,4

1352

1368,8

1371,6

1356
Отношение резервов к добыче*

32,89

24,65

24,86

24,42

24,37

32,89
Экспорт нефти в денежном выражении, млрд $

16, 476

23, 050

32,882

38,342

37,817

47,018

 

 

Показатель

2009

2010

2011

2012

2013

Темпы роста, %, 2013/2012
Доказанные запасы нефти, млрд барр

12,2

12,2

12,2

12,2

12,2

0,00
Количество действующих буровых установок

27

24

33

38

49

28,94
Количество пробуренных скважин

265

258

249

258

191

-35
Количество активных скважин

2028

2014

2010

2061

2061
Объем ежедневной добычи нефти, тыс барр/сут

1216

1189,8

1161,6

1199,8

1202,6

0,2
Отношение резервов к добыче

27,49

28,09

28,77

27,86

27,79
Экспорт нефти в денежном выражении, млрд $

30,584

38,211

51,409

48,271

44,458

 

Источник: данные ежегодных отчетов ОПЕК.

*Данные о добычи приведены без учета газоконденсатных жидкостей, включают только сырую нефть.

 

Таблица 2. Направления экспорта сырой нефти из АНДР.

Европа*

Северная Америка

АТР

Южная Америка

ИТОГО
2010

155

412

138

4

709
2011

291

289

112

6

698
2012

424

263

92

29

809
2013

518

123

93

11

744

 

Таблица 3. Направления экспорта нефтепродуктов из АНДР.

 

Европа*

Северная Америка

АТР

Южная Америка

Африка и Ближний Восток

ИТОГО

2010

119

105

6

83

1

314

2011

205

131

11

92

55

492

2012

189

106

25

75

54

450

2013

196

81

59

54

61

453

 

Источник: данные ежегодных отчетов ОПЕК.

*Под понятием Европа  здесь и далее по тексту подразумевается страны Европейского Союза, Швейцария и Норвегия.

Как видим, в структуре потребителей алжирской нефти на первом месте стоят страны ЕС, причем в последние годы прослеживается уверенная тенденция по увеличению европейской доли, в т.ч. за счет американских (последние еще в 2010 г. составляли 50% долю в структуре нефтяного экспорта Алжира). Осмелимся предположить в связи с этим, что закрепление на европейском нефтяном рынке в более значимой степени, чем в предыдущие годы, на среднесрочную (от 5 лет) перспективу является частью внешнеэкономической стратегии Алжира.

При этом, необходимо отметить, что в общем объеме потребления нефтью странами Европы – 13,61 млн барр/сут в 2013 (в соответствии с прогнозом ОПЕК – 13,41 млн барр/сут в 2014), Алжир занимает далеко не ведущее место – около 6 % (для сравнения – общий экспорт нефти и нефтепродуктов из стран бывшего СССР  в 2013 г. в страны Старого Света составлял 5,791 млн барр/сут.)(5). При этом снижение темпов потребления нефти и нефтепродуктов в странах Европы, которое уже стало тенденцией и вызвано как общей стагнацией в экономике, так и бурным развитием возобновляемых источниках, в сотрудничестве с АНДР не будет играть решающего фактора, т.к. объемы спроса на «черное золото» со стороны этого крупнейшего потребителя пока еще остаются достаточно высокими.

Отметим также, что алжирская нефть марки Saharan Blend обладает рядом преимуществ, прежде всего – низким содержанием серы по сравнению со многими другими сортами. Это дает ряд  возможностей для расширения и диверсификации поставок. Так, в начале сентября 2014 г. начались переговоры о поставке алжирской сырой нефти в Венесуэлу – страну, богатой собственными запасами, где рассматривается возможность смешивания ее с собственными более тяжелыми сортами и повышения, таким образом, привлекательности нефти этой южноамериканской страны(6).

Для того, чтобы лучше рассмотреть перспективы сохранения Алжира как важного поставщика на европейский и иные рынки, подробно взглянем на состояние нефтедобывающего сектора (Таблица 1). Проанализировав данные последних 10 лет, можно увидеть, что снижение объемов добычи действительно имело место быть. Однако такая тенденция имела относительно краткосрочный характер, длилась в течение 3-х лет (2008 – 2011), а в последние 2 года мы наблюдаем небольшой рост этого показателя, который, правда, не компенсирует снижение. Однако, с другой стороны, снижение объема добычи по сравнению с периодом 2004 – 2008 гг. на более, чем 10 %, не имеет дальнейшей тенденции, стабилизировавшись на уровне 1150 – 1200 барр/сут. Причем аналогичный показатель в 1980-х, 1990-х гг. был значительно ниже. А такой показатель, как отношение резервов к добыче является достаточно низким на фоне нефтедобывающих стран ОПЕК. Например, в ОАЭ аналогичный показатель составляет: 2009 – 119,5, 2011 – 104,49, 2013 – 95,81; в Ливии: 2009 – 86,29, 2011 – 268, 2013 – 133. Соответственно, чем ниже значение данного отношения, тем выше нагрузка на месторождения. И хотя Алжир не является «рекордсменом»» по этому показателю среди нефтедобывающих стран (например, в султанате Оман ситуация сложнее), однако эти данные говорят о высоком и возможно нерациональном уровне добычи. Такое значение показателя является близким к критическому. Подобная ситуация способна в дальнейшем привести к более быстрому истощению имеющихся месторождений и, как следствие, снижению доверия к АНДР со стороны иностранных компаний и инвесторов(7). По этой причине вызывает сомнение утверждение о том, что при имеющихся объемах запасов (говоря только о доказанных) нефти необходимо наращивать ее добычу.

А что касается высокого (рекордного для АНДР) показателя нефтедобычи 2004-2008 гг., то он носил не долгосрочный характер, в то же время не являясь моментальным и случайным явлением. Это могло быть вызвано активизацией нефтедобычи на вновь обустроенных месторождениях (в т.ч. таких крупных, как Уруд и Хасси Беркин, которые в те годы являлись «молодыми», введенными в эксплуатацию в 2002 и 1998 гг.)(см. Приложение 1).

Таким образом, снижение показателя уровня нефтедобычи в период с 2009 по 2011 гг., а также относительно невысокие темпы роста в 2012 и 2013 гг. не является тенденцией, которую можно было бы категорично охарактеризовать как кризис в нефтедобывающей отрасли и тенденцией по снижению добычи. Скорее, в период 2004-2008 гг. был беспрецедентный и, возможно, в какой-то степени небезопасный для АНДР рост нефтедобычи, что описано выше. Впрочем, это могло произойти не только ввиду желания добывающих организаций выкачать гораздо больше, но и геофизическими особенностями эксплуатируемых месторождений, при которых снижение нефтедобычи могло повлечь нежелательные последствия, но это только предположение.

Кроме того, на основании приведенных в таблице данных мы видим, что объем поступлений за экспортируемую нефть пока остается достаточно высоким, хотя и имеется краткосрочная тенденция по его снижению. Правда, первые 3 месяца 2014 г. вновь показали незначительное снижение выручки от экспорта нефти и газа на 2,26 % по сравнению с аналогичным периодом 2013 г.

Больший повод для опасений представляют вовсе не уменьшение объемов добытой нефти в 2009-2011 гг., а некоторые иные аспекты. Прежде всего, это уменьшение темпов роста количества вновь сооруженных скважин, в т.ч. по сравнению с некоторыми другими нефтедобывающими странами, и, как следствие, отсутствие увеличения активно работающих скважин (см. Таблицу 1). Это может повлечь некий «застой» в нефтедобыче, а затем и снижение ее объемов (после истощения запасов в местах функционирования скважин). Однако в 2012 и 2013 гг. мы можем наблюдать беспрецедентное для Алжира увеличение количества буровых установок. Возможно, это повлечет за собой успешную разработку новых участков, добыча на которых может начаться в ближайшие 2-3 года.

Кроме того, по мнению U.S. Energy Information Administration, 3 наиболее крупных месторождения, которые в совокупности дают более 50 % всей добываемой нефти (Хасси-Мессоуд, Уруд, Хасси-Беркин), уже в 2012 г. были близки к тому, чтобы снизить объем добываемой нефти вследствие долговременного и интенсивного использования. Это косвенно подтверждается высоким показателем отношения запасов нефти к нефтедобыче, о чем говорилось выше. В случае, если этот прогноз начнет реализовываться на практике (по мнению упомянутого источника, это возможно уже в «краткосрочной перспективе»), Алжиру необходимо разрабатывать новые участки, дающие в совокупности как минимум аналогичный объем нефтедобычи.

Необходимость же поддержания нефтедобычи на сегодняшнем уровне обусловлена не столько целью удовлетворить растущие внутренние потребности (для которых запасов имеется с избытком), или обеспечить поступление выручки за реализованную продукцию (которая, повторимся, остается на приемлемом уровне), а сохранить доверие иностранных компаний и правительств, особенно – европейских в связи с увеличением их доли в группе импортеров. Цель Алжира при этом — сохранить минимум в среднесрочной (от 5 лет) перспективе собственную значимость энергетической державы на региональном уровне. При этом подразумевается, что АНДР должен являться надежным гарантом крупных и долгосрочных поставок энергоносителей и нефтепродуктов на зарубежные (европейские и не только) рынки, а значит, имеющей достаточные и доступные в плане добычи запасы нефти. Понятно, что в случае возникновения уверенной тенденции по снижению нефтедобычи значение Алжира как поставщика энергоносителей снижается. Т.е. самая главная угроза в связи с возможным снижением запасов или добычи нефти в Алжире – психологическая, вследствие которой страна начнет утрачивать свое влияние в качестве поставщика.

Нельзя также утверждать, что правительством и SONATRACH велась и ведется «застойная» политика в области нефтедобычи, опирающаяся только на «старые» добывающие участки. В течение последних 1-2 лет введены в эксплуатацию новые нефтедобывающие мощности, а также ведется оборудование новых участков, которые обеспечат нефтедобычу в следующих 1-2 годах. В том числе, к ним относятся Эль-Мерк (нефтедобыча началась в 2013 г.), Такуазет (ввод запланирован в 2014), Бир Себа (ввод запланирован в 2015). Перечень и краткий анализ месторождений Алжира см. в Приложении 1. Ввод в эксплуатацию этих мощностей в значительной степени способен компенсировать возможные потери от истощения и снижения добычи на старых месторождениях, о которых описано выше. Велика вероятность, что их ввод не только компенсирует потери, но и повысит уровень нефтедобычи до уровня предыдущих лет, а при наилучшем сценарии – превысит его. Однако, делать такие предсказания без геологического анализа всех месторождений невозможно.

Но и эти меры могут выглядеть недостаточными для выполнения целей АНДР, т.к. в сегодняшней ситуации для сохранения и поддержания доверия к стране, ее правительству и руководству SONATRACH необходимо предпринимать не только меры в виде увеличения нефтедобычи на имеющихся участках, или разработку известных, но не эксплуатируемых месторождений, а открытие новых, приемлемых с точки зрения рентабельности месторождений с перспективой их освоения.

Одним из последних крупных событий нефтяного сектора АНДР стало заявление министра энергетики АНДР Юсефа Юсфи об открытии нового месторождения Amguid Messaoud Basin – Амбик Мессуд Басен, запасы которого оцениваются в 1,3 млрд барр. Местонахождение – неподалеку от крупнейшего месторождения Хасси-Мессоуд. По словам министра, добыча на нем будет вестись в течение ближайших 3-4 лет, в течение которых будет извлечено до 50 % запасов месторождения(8). Данное событие было широко освещено в СМИ, в т.ч. российских, однако информация о начале каких-либо работ на месторождении отсутствует. Кроме того, ни одно издание не изменило публикуемые данные о запасах нефти в АНДР в связи с открытием месторождения.

Вообще, руководство SONATRACH настроено оптимистично по вопросу развития сектора. Так, руководитель нефтяного гиганта заявлял в начале 2014 г., что в следующие 5 лет нефтедобыча будет увеличиваться(9). Однако, к подобным высказываниям, равно как и к упомянутому громкому заявлению о крупнейшем месторождении Амбик Мессуд Басен следует относиться с долей критичности. Представление положения дел в более улучшенном варианте может иметь политические цели с целью недопущения социального недовольства, а также повышения доверия к АНДР как к крупному международному нефтяному игроку, о чем писалось выше.

Производство нефтепродуктов в 2013 г. составило 650,8 тыс. барр/сут, что  позволяет удовлетворить большую часть внутреннюю потребностей в продуктах нефтехимии, которая составляет 376,8 тыс. барр/сут (данные 2013 г.).

По уровню производства продуктов нефтепереработки АНДР занимает одно из ведущих мест в Африке, уступая Египту (774, 9 тыс. барр/сут.), Ливии (380 тыс. барр/сут.), ЮАР (545 тыс. барр/сут), Нигерии (445 тыс. барр/сут). Однако по показателю эффективности переработки нефти АНДР занимает первое место среди упомянутых стран (94 %, тогда как в Ливии – 87 %, ЮАР – 85 %, Египет – 81 %, Нигерия – 18 %)(10). Перечень перерабатывающих мощностей см. в приложении 2.

Основными нефтепродуктами, производимыми в АНДР, являются: газолин (49 тыс. барр/сут), керосин (36 тыс. барр/сут), продукты дистилляции (бензин, масла – 148,6 тыс. барр/сут), остаточные – 113 тыс. барр/сут).

Что касается внутреннего потребления, то большая часть его приходится на потребление продуктов дистилляции (бензина и дизельного топлива — 207,1 тыс. барр/сут, темпы роста в 2013 — 10,4%) и газолина (80,7 тыс. барр/сут, темпы роста 1,7 %), менее значимая часть приходится на долю  остаточных примесей (4,5 тыс. барр/сут, темпы роста 13,1%), керосина (11,3 тыс. барр/сут, темпы роста 1,3 %).

Около 200 тыс. барр/сут переработанных нефтепродуктов экспортируется за рубеж: 43 % — в США, 14 – в Бразилию, 7 – в Испанию, 7 – в КНР, 6 – в Японию, 14 – в другие страны Европы, 6 – в другие страны Азии, 3 – в другие страны. Также АНДР импортирует продукты нефтехимии, в-основном из России и Европы (75 тыс. барр/сут в 2013 г.). К импортируемым продуктам относится бензин и дизельное топливо, а также газолин. Что касается первых двух, то, с учетом высоких показателей роста спроса на них, импорт этих продуктов будет только увеличиваться.

 

 Приложение 1

Перечень и краткая характеристика крупнейших месторождений АНДР

Крупнейшим месторождением страны является Хасси-Мессауд (Hassi Messaoud), расположенное в вилайяте Уаргла (восточная часть АНДР). Принадлежит к Триасовому бассейну. Открыто в 1956 г. Состоит из 4-х пластов, значение пористости – от 6 % до 12 %. Объем запасов составляет 6,4 млрд баррелей(11) – 60 % страновых резервов. По данным U.S. Energy Information Administration, добыча на данном месторождении в 2012 г. составляла от 350 до 400 тыс. барр/сут, что составляло почти 30 % от общего объема нефтедобычи в стране. При этом следует отметить, что в 2004 г. объем добычи был 350 тыс барр/сут, в 1989 г. – 300 тыс барр/сут, а на протяжении 1970-х гг объем добычи держался на уровне  550 тыс барр/сут. Т.е. эксплуатация месторождения ведется достаточно долго и активно. Согласно некоторым данным, компания SONATRACH, которая эксплуатировала месторождение, в 2009 г. озвучивала намерение за 3-4 года увеличить объемы добычи в 2 раза(12), достигнув уровня 700 тыс. барр/сут. Как видим, этого не произошло. Исходя из этого, можно предположить, что, несмотря на остающиеся относительно крупные запасы, потенциал для увеличения нефтедобычи на месторождении без значительных инвестиций и строительства дополнительных мощностей а, следовательно, увеличения себестоимости, в значительной степени исчерпан.

Уруд (Ourhoud) – расположено в вилайяте Уаргла, 200 км к югу от Хасси Мессауд, относительно новое. Принадлежит к бассейну Беркин.  Исследования на территории бассейна Беркин начались в 1992 г., совместными усилиями  SONATRACH и CEPSA, месторождение открыто в 1995 г(13). Непосредственная добыча началась в 2002 г. Содержание серы в нефти – 0,2 %. Доказанные резервы – один миллиард баррелей(14). На месторождении сооружено 58 нефтяных скважин, 30 водных нагнетательных скважин. По состоянию на 2012 г., объем добычи составлял 220 тыс. барр/сут, или 17 % от общего объема нефтедобычи в АНДР. В 1997 г. специально для эксплуатации нефтяного поля создана компания Ourhoud (штаб-квартира в г. Хасси-Мессоуд), акции которой разделены следующим образом(15):

SONATRACH   36 %

Cepsa         39 %

Anadarko 9 %

Eni   5 %

Maersk      5 %

Burlington          4 %

Talisman   2 %

Хасси Беркин (Hassi Berkine, HBNS)  — расположено рядом с месторождением Уруд, доказанные запасы до 1 млрд барр (по разным данным, от 822 млн барр до 1 млрд барр). Принадлежит к бассейну Беркин. Работы на месторождении начались в 1996 г., добыча нефти началась в 1998 г. По состоянию на 2012 г. объем извлекаемой нефти составлял от 100 000 до 150 000 барр/сут. При этом на пике активности в 2000-х гг. этот показатель составлял 300 000 барр/сут(16). Нефтедобыча ведется компанией SONATRACH совместно с американской Anadarko. Также участие в проекте принимает итальянская Eni.

Указанные 3 месторождения (Хасси Мессауд, Уруд, Хасси Беркин) обеспечивают более 50 % всей нефтяной добычи АНДР. Однако, они уже начали снижать объемы нефтедобычи по причине долгой и интенсивной эксплуатации, хотя эта тенденция пока относительно медленная.

Кроме того,  U.S. Energy Information Administration прогнозирует дальнейшее снижение нефтедобычи на них.

Помимо этих крупнейших (по уровню добычи), в АНДР имеется большое количество менее значительных месторождений.

Тин Фоуе Табанкорт (Tin Fouye Tabankort) – включает себя несколько блоков (Tin Fouye Tabankort, Tin Fouye, Hassi Mazoula and Tifernine)(17). Расположен на юго-западе, эксплуатация началась в 1999 г. Производительность – 40 000 барр/сут. В проекте  участвуют такие компании, как Repsol, Total, Petroceltic. На этом же участке ведется добыча газа.

Зарзайтин (Zarzaitine) – расположена в вилайяте Иллизи (бассейн Иллизи). Работы по созданию добывающих мощностей начались в 2002 г., когда китайская Sinopec подписала с правительством АНДР соглашение на общую сумму 525 млн $ с целью его разработки (доля китайской компании составила 75 %, доля SONATRACH – 25 %)(18,19).  После строительства мощностей их производительность составила 40,9 тыс барр/сут.

Эль-Мерк (El Merk) – расположен в 300-х км от Хасси Массоуд, недалеко от границу с Тунисом, принадлежит к бассейну Беркин. Точные данные о запасах отсутствуют. Эксплуатация месторождения началась недавно. Она ведется компаниями Groupement Berkine (совместное предприятие SONATRACH и Anadarko), а также  Maersk Oil, Eni, ConocoPhillips, и Talisman (Алжир). В 2009 г. компания Petrofac выиграла конкурс на сооружение нефтедобывающей инфраструктуры в районе месторождения. Стоимость контракта составила 2,3 млрд $(20). Оборудование было установлено самое современное, поэтому строительный проект неофициально называли «Драгоценный камень Сахары». После окончания строительства мощностей потенциал месторождения должен был составить 98 000 барр/сут сырой нефти, а также 29 000 барр./сут газового конденсата, 31  000 барр./сут попутного газа, 600 млн футов газа. Тогда же SONATRACH и итальянская Bonatti подписали контракт на сумму 149,7 млн $ на сооружение нефтепровода и газопровода(21). В марте 2013 добыча была начата. Точные данные об объемах добычи отсутствуют, однако, в соответствии с утверждением новостного агентств АНДР, к началу 2014 г. объем добываемой нефти уже должен был выйти на первоначально запланированные показатели. Исходя из объемов инвестиций (4,5 млрд $ по оценке Anadarko), можно предположить, что ожидаемая продолжительность эксплуатации месторождения на аналогичном уровне – не менее 5 лет.

Бир Себа (Bir Seba) –  расположено в Триасовом бассейне. Работы по возведению инфраструктуры начались в 2011 г., соответствующий контракт был подписан с PetroVietnam Exploration Production Corp., стоимость составила 451 млн $. Ожидаемое время окончания строительных работ – 2014 год, после чего уже в 2014 г. уровень добычи может составить до 20 000 барр/сут, а к 2016 – до 40 000 барр/сут(22). Информация о начале добычи пока отсутствует.

Западный и Восточный Такуазет – площадь 6 548 км2, бассейн Иллизи. Доказанные резервы – 36,5 млн барр, однако, согласно проведенным исследованиям, предполагаемые запасы месторождения составляют 415 млн барр(23). Тендер на проведение исследований был поведен в 2001 г., был выигран российскими компаниями «Роснефть» и «Стройтрансгаз». Их доля составляет по 30 %, еще 40% принадлежит SONATRSCH (в то время закон о минимальной доле SONATRACH в размере 51 % еще не был принят). В 2000-х гг. рентабельные месторождения были обнаружены, и началась работа по созданию инфраструктуры. Первоначально они планировались к завершению в 2012, затем в 2014. Однако, по мнению западных аналитиков, завершены они будут не ранее 2015 г. После введения в эксплуатацию объемы добычи должны составить от 40 000 до 60 000 барр/сут.

Рхурд эль Багл (Rhourde El Baguel) – бассейн Беркин, вилаяте Уаргла – открыто в 1962 г. Добыча была начата в 1996 г., ее вели SONATRACH и ARCO. В 1999 г. часть доли ARCO была продана французской Elf (сегодня она называется Total). Объемы добычи – 20 барр/сут, однако в начале 2000-х гг., на пике своей мощи, добыча составляла 80 тыс. барр/сут.

Гергит-Эль-Кихал – расположено в Северном Алжире, на границе вилайятов Тебесса и Хеншела. Запасы составляют 220 млн барр.

 Приложение 2

Перечень перерабатывающих мощностей АНДР

НПЗ Скикда – самый большой НПЗ на африканском континенте (вторым является Рас-Лануф), сооружен в 1980 г., расширен в 1993 г. Сооружен силами SONATRACH. В 2013 г. мощность составила 355,3 тыс. барр/сут (до этого в предыдущие 4 года– 323 тыс. барр/сут).

НПЗ Скикда конденсатный – введен в эксплуатацию в 2009 г., сооружение велось совместными силами SONATRACH и CNPC (Китай). Мощность – 122 тыс. барр/сут.

НПЗ Арзев – сооружен в 1970 г., в 2013 мощность составила 80,8 тыс. барр./сут, (до этого в предыдущие годы – 53,8 тыс. барр/сут).

НПЗ Алжир – самый старый из алжирских НПЗ, введен в эксплуатацию в 1964 г. силами CFP (Total), мощность – 58,1 тыс. барр/сут.

НПЗ Хасси Мессоуд – сооружен в 1960 г., расширен в 1979 г., мощность составляет 21,5 тыс. барр./сут.

НПЗ Адрар – сооружен в 2007 г. совместно SONATRACH и CNPC, мощность составляет 12,9 тыс.барр/сут.

 

«
»
52.36MB | MySQL:103 | 0,501sec