«Лукойл» ищет газ для Европы

«Лукойл» начинает второй этап поиска нефти и газа в Румынии. Четыре года назад российская компания уже открыла на блоке «Трайдент» в Черном море одно месторождение, запасы которого сопоставимы с трехлетним потреблением газа в стране. Румыния — одна из немногих стран ЕС, где добычу газа можно значительно увеличить. Впрочем, из-за последних изменений в законодательстве Румынии инвесторы не спешат это делать.

В сентябре полупогружная плавучая буровая установка Scarabeo-9 компании Saipem начнет бурение поисковой скважины «Тринити-1X» на блоке «Трайдент». Это один из трех участков, которые Румыния отсудила у Украины в территориальном споре в Гаагском арбитражном суде. По данным Marinetraffic, буровая установка уже вошла в Черное море и 1 сентября должна прибыть в румынскую Констанцу, после чего начнет подготовку к выходу на точку бурения. Работы будут проводиться по концессионному соглашению, в котором «дочка» российской компании «Лукойл оверсиз» выступает оператором и имеет долю в 87,8%. Остальное принадлежит госкомпании «Ромгаз». В прошлом году Национальное агентство минеральных ресурсов (NAMR) продлило срок концессии еще на три с половиной года, и «Лукойл» должен в этом году провести исследования участка и пробурить одну поисковую скважину, преград для бурения которой уже нет. Компания JMFS провела исследования участка для бурения глубоководной скважины и сообщила, что археологически он не представляет ценности и румынские власти могут выдать сертификат, разрешающий работы. Таковы новые правила экологического законодательства Румынии. В июле компания Saipem заявила, что подписала контракты на бурение двух скважин в Румынии и ОАЭ общей стоимостью $ 160 млн.

В 2015 году «Лукойл» уже открыл месторождение «Лира» на участке «Трайдент». Его запасы оцениваются в 32 млрд кубометров, а ежегодная добыча оценивается в более чем 1 млрд кубометров. Столько Румынии не хватает для полного самообеспечения газом, и их страна закупает у «Газпрома». Впрочем, вторую скважину должны были бурить еще в 2016 году, однако работы отложили. Сейчас они возобновились, однако освоению месторождений в румынском секторе Черного моря уже мешают не только падение цен на нефть и газ, но и новые изменения в румынском законодательстве. Они ограничивают экспорт и устанавливают более высокое налогообложение для добывающих компаний. Для глубоководной добычи в Черном море это имеет особое значение, так как затраты существенно выше, чем при работах на суше и мелководье. Стоимость одной скважины может достигать $ 100 млн.

Регуляторные действия Бухареста уже привели к тому, что консорциум румынско-австрийской OMV Petrom и американской ExxonMobil отложил принятие инвестиционного решения по разработке месторождений на глубоководном блоке «Нептун» в Черном море. Их запасы оценивают в более чем 170 млрд кубометров и называют новым главным источником внутренней добычи газа в Евросоюзе. В отчете OMV Petrom за второй квартал 2019 года говорится, что компания пока не видит предпосылок для многомиллиардных инвестиций в блок «Нептун» и продолжает диалог с румынскими властями. Летом компания объявила о бурении новых скважин, однако речь идет о поддержании добычи на истощающихся мелководных месторождениях, которые разрабатываются еще с советских времен.

Похожая ситуация сложилась и с проектом «Мидия». В апреле NAMR согласовало проект освоения двух небольших месторождений «Анна» и «Дойна» с общими запасами 10 млрд кубометров. Его будут осуществлять Black Sea Oil & Gas (BSOG) вместе с Petro Ventures Resources и Gas Plus International B.V. Но в августе генеральный директор BSOG Марк Биком заявил изданию Profit.ro, что, несмотря на инвестиционное решение, консорциум будет убеждать Бухарест изменить законодательство, не исключая судебных разбирательств. «Мы рассчитываем на конструктивный диалог с компетентными органами для решения этих проблем, но мы не исключаем возможности подачи судебных исков в случае, если путь диалога не будет иметь положительного результата», — сказал он.

На момент подготовки публикации «Лукойл» не ответил на запрос EADaily. Однако очевидно, что и консорциум компаний блока «Трайдент» не будет спешить вводить месторождения в эксплуатацию при нынешнем регуляторном режиме. По плану работ, поисковые работы могут длиться до 2021 года. И только тогда примут решение об экономической целесообразности разработки, подготовка к которой может занять еще не менее двух лет.

Напомним, на Украине заявили, что к концу года смогут получать по реверсу газ из Румынии. В Молдавию же из Румынии строится отдельный газопровод. При этом, как писало EADaily, из-за задержек с освоением морских месторождений по реверсу и новому газопроводу в Молдове и на Украине будут все равно получать российский газ — из «Турецкого потока».