Особенности реализации газоконденсатных проектов на шельфе Вьетнама

Москва. Газодобыча на шельфе Вьетнама похоже стоит на пороге своего расцвета. В связи с мировым трендом по сокращению эмиссии СО2, а также медленными темпами развития ВИЭ на фоне роста энергопотребления в стране, именно газ становится актуальным и востребованным природным богатством страны.

Подробнее об особенностях реализации газоконденсатных проектов на шельфе Вьетнама читайте в статье к.т.н., первого заместителя директора — главного инженера ПБиКРС СП «Вьетсовпетро» Романа Тойба, к.т.н., заместителя директора по науке НИПИМорнефтегаз СП «Вьетсовпетро» Дениса Варламова, а также к.т.н., первого заметителя директора НИПИМорнефтегаз СП "Вьетсовпетро" Алексея Иванова. 

Несмотря на частые потрясения второго десятилетия 21 века экономика Социалистической Республики Вьетнам (СРВ) стабильно прирастает на 6-7% в год. Для поддержания высоких темпов роста необходимо своевременно обеспечивать стремительно растущие потребности промышленности и частного сектора в электроэнергии, потребление которой ежегодно растет на 11%. На сегодняшний день два основных источника генерации: уголь и гидроэнергетика, которые обеспечивают в совокупности около 75% генерации, еще 22% приходятся на природный газ, оставшиеся 3% дают возобновляемые источники энергии (ветер, солнце, биотопливо). Прогнозируется рост доли ВИЭ в общем балансе генерации Вьетнама до 10% к 2030 г. и до 20% к 2050%. Стоит отметить, что доля газа в электрогенерации в 2010 г. составляла   около 55%, но уступила первенство углю, поскольку объемы добычи газа в период 2010-2020 гг. по совокупности объективных причин увеличить не удалось. Основной объем газа, добываемого на шельфе СРВ, используется для электрогенерации (85-90%), остальной объем используется в газохимической промышленности для производства удобрений, и в виде газомоторного топлива.

В марте 2011 г. правительством Вьетнама была утверждена Генеральная схема развития газовой промышленности до 2025 г. К сожалению, при реализации данной программы Вьетнам столкнулся с рядом проблем, которые не позволили реализовать намеченную схему в плановые сроки.

Роман Тойб, первый заместитель директора — главный инженер ПБиКРС СП «Вьетсовпетро».

Развитие газодобычи

Основной объем текущей добычи газа сосредоточен на южном шельфе СРВ, где в результате масштабных геологоразведочных работ 80-90-х гг. прошлого столетия было открыто и введено в разработку несколько крупных нефтяных месторождений в нефтегазоносном бассейне Cuu Long, а в 2000-х очередь дошла и до газоконденсатных месторождений бассейна Nam Con Son.

Первый газ с шельфа Вьетнама был доставлен на берег в 1995 году. Этот газ был попутным продукции нефтяных месторождений Bach Ho и Rong, которые эксплуатируются совместным российско-вьетнамским предприятием «Вьетсовпетро», которое в настоящее время обеспечивает 35% добычи нефти СРВ. Позднее, компанией PV Gas – дочерней компанией государственной нефтегазовой корпорации «Петровьетнам», на базе данных месторождений был создан газовый кластер, обеспечивающий сбор и транспорт на берег попутного газа с 16 нефтяных месторождений НГБ Cuu Long. За 25 лет на берег суммарно было доставлено более 30 млрд.м3 газа.

Второе направление газодобычи развивалось в НГБ Nam Con Son, где за 15 лет - с 2002 по 2016 гг. - были введены в разработку десять газоконденсатных и нефтегазовых месторождений, которые обеспечивают около 70% текущей добычи газа СРВ. Для доставки газа на берег был построен газопровод NCS-1 производительностью 21 млн.м3/сут. В 2020 году было завершено строительство еще одного газопровода аналогичной производительности – NCS-2.

Третий действующий источник газа на шельфе СРВ – блок PM3-CAA, расположенный в НГБ Malay Tho Chu, который обеспечивает около 20% текущей добычи СРВ. Для транспорта газа с данного блока был построен газопровод длиной 300 км производительностью 6,0 млн.м3/сут.

В период 1997-2012 гг. в результате масштабных геологоразведочных работ в Сиамском заливе было сделано 20 открытий газоконденсатных месторождений, с извлекаемыми запасами более 100 млрд.м3 газа и 1,7 млн.т. конденсата, способных вдохнуть вторую жизнь в отрасль газодобычи и кратно увеличить объемы поставок газа на берег. Дата получения первого газа запланирована на декабрь 2023 г. Проектом предусмотрен поэтапный ввод в разработку газоконденсатных залежей с выходом на проектную полку в 14 млн.м3/сут. Это крупномасштабный проект не только по меркам Вьетнама, но и для мировой практики – всего по проекту предусмотрено строительство 46 морских гидротехнических сооружений, 750 скважин, подводного газопровода длиной 430 км производительностью 18 млн.м3/сут, плавучей установки добычи, хранения и отгрузки (FPSO), а так же наземной инфраструктуры. Этот проект призван дать новый импульс масштабного развития южных провинций Вьетнама.

В настоящее время наиболее развиты газотранспортная, перерабатывающая и электрогенерирующая системы на юге Вьетнама, где сосредоточены основные мощности. Центральные и северные районы ожидают своего часа.

В северной части шельфа Вьетнама в 1990 г. ВР было сделано крупное газоконденсатное открытие – месторождение Ca Voi Xanh. Начальные геологические запасы данного месторождения составили 250 млрд.м3. На сегодняшний день это крупнейшее по запасам газа месторождение в СРВ. Кроме этого, на соседних блоках СОК «Вьетгазпром» были открыты газоконденсатные месторождения Bao Den и Bao Vang. Суммарные извлекаемые запасы данных трех месторождений составляют более 150 млрд.м3 газа и 0,5 млн.м3 конденсата.

Других крупных газовых открытий на сегодняшний день на шельфе СРВ нет, но активно продолжаются геологоразведочные работы. С целью диверсификации рынка и компенсации дефицита газа Вьетнам также ведет работу в создании каналов поставок сжиженного природного газа, доля которого к 2025 г. должна достигнуть 20% от суммарного потребления. Строительство первого СПГ-терминала Hai Linh, находящегося в провинции Ba Ria‑Vung Tau, завершено в 2020 году. В период 2021-2030 гг. планируется ввод в эксплуатацию еще 05 СПГ-терминалов: 3 – на юге и 2 – на севре Вьетнама.

Алексей Иванов, первый заметитель директора НИПИМорнефтегаз СП "Вьетсовпетро".

ГПЧ по-вьетнамски

Большинство проектов по добыче нефти и газа во Вьетнаме реализуются в виде государственно-частного партнерства на основе концессии. Такие соглашения для газовых проектов заключаются в основном по результатам открытых торгов на срок 30 лет.

Схема распределения продукции (выручки) для газовых проектов следующая: от 1,0 до 10,0% направляется на оплату Роялти, от 50 до 70% - на возмещение затрат подрядчика (по принципу FIFO), остальная часть считается прибыльной продукцией, от которой еще от 15 до 80% (в зависимости от суточных уровней добычи) получает представитель Государства, оставшаяся часть считается прибылью подрядчика, с которой последний уплачивает в бюджет СРВ налог на прибыль в размере от 32 до 50%. Пределы изменений указанных значений регламентированы на законодательном уровне, но конкретные значения являются предметом переговоров. Кроме этого, предусмотрены бонусы: за подписание СРП, за объявление первого КО, за начало коммерческой добычи. Размер бонусов никак не регламентирован, но является одним из критериев оценки предложений подрядчиков при проведении открытых торгов.

При принятии решения по вхождению в проекты ГРР или объявления КО подрядчик должен правильно учесть существующие на рынке особенности, среди которых основными являются: ценообразование, инфраструктурные ограничения, организационные и геополитические.

Учитывая монополизированность газового рынка Вьетнама и отсутствие альтернативных путей реализации продукции, основная задача подрядчика и государства – договориться о цене на газ. Она является предметом сложнейших переговоров, на которые может потребоваться несколько лет. Наиболее распространений подход в определении цены на газ во Вьетнаме заключается в ее определении «от обратного» по норме внутренней рентабельности проекта (IRR), ограниченной на уровне в 10-12%. В Генеральной схеме правительством был задекларирован переход с 2018 г. к определению цен на газ на внутреннем рынке на конкурентной основе, что позволило бы поддержать интерес зарубежных инвесторов в области геологоразведки и реализации газоконденсатных проектов.

Диверсификация ценовых рисков

В существующих условиях для бизнеса возможны два сценария диверсификации ценовых рисков. Первый из них, актуальный в зрелых газодобывающих центрах, таких как НГБ Nam Con Son – это использование для добычи, подготовки и транспортировки газа существующей инфраструктуры, тем самым сокращая сроки ввода новых месторождений в разработку и себестоимость добычи газа. Второй - участие в крупных интегрированных проектах по добыче, транспорту, переработке и реализации газа, конденсата и их производных с развитием газотранспортной, газораспределительной и газоперерабатывающей инфраструктуры, что увеличит добавочную стоимость конечного продукта.

Осложняющим фактором является и отсутствие развитой газотранспортной и перерабатывающей инфраструктуры в центральном и северном Вьетнаме. Выходом в данном случае является реализация интегрированных проектов добычи и переработки газа, предусматривающих строительство как добывающей морской инфраструктуры, так и наземной распределительной и перерабатывающей. Первым примером эффективной реализации интегрированных проектов с участием иностранного капитала стал совместный проект британской компании BP (35%), индийской компании ONGC Videsh Ltd. (45%) и ГКНГ «Петровьетнам» (20%) на месторождениях Lan Tay и Lan Do.

Не менее важная проблема – территориальные притязания Китая в акватории Южно-Китайского моря. Часть перспективных территорий с коммерческими открытиями углеводородов попадают в зону притязаний Китая и фактически, или уже «заморожены», или находятся под высоким риском. Попытка создания Вьетнамом «щита безопасности» путем раздачи лицензий на периферийные блоки крупным международным компаниям успехом не увенчалась. Выходом из данной ситуации может быть организация диалога на уровне правительств, переговорного процесса с участием инвесторов и разработка механизма сотрудничества. Такой подход успешно реализован при разработке месторождений углеводородов в приграничных территориях Вьетнама и Малайзии.

Среди стран Юго-восточной Азии Вьетнам является одним из самых привлекательных объектов инвестиций в нефтегазовый сектор, что объясняется стабильно высокими темпами роста экономики, наличием крупных запасов углеводородов и наличием потенциала новых открытий, гибкими условиями стимулирования инвестиций, следованием курсом реформирования газовой отрасли Вьетнама на законодательном и организационном уровне, что должно открыть дополнительные возможности для нефтегазовых компаний в области реализации проектов геологоразведки, добычи, строительства газотранспортных, газораспределительных и газоперерабатывающих мощностей в средне- и долгосрочной перспективе. Очевидно, реализация проектов по добыче газа на шельфе Вьетнама будет крайне актуальной на протяжении 20 и более лет.