Нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленность Бразилии

Организационная структура отрасли

Ведущие позиции в нефтегазовой промышленности Бразилии занимает государственная компания Petrobras. В 1997 году в сектор были допущены частные компании. На настоящий момент в число основных зарубежных инвесторов, работающих в бразильском нефтегазовом сегменте, входят Repsol, Chevron, Shell, BP, Equinor. Из бразильских независимых компаний на рынке представлены QGEP Participacoes, OGX.

Запасы

По данным «Национального нефтегазового агентства», по состоянию на начало 2017 года доказанные запасы нефти в Бразилии составляли 1723,2 млн тонн. По данному показателю страна занимает второе место в Южной Америке после Венесуэлы.

В структуре запасов на континентальные месторождения приходится 5,1%, на шельфовые — 94,9%. Основные месторождения расположены на шельфе штатов Рио‑де-Жанейро (82,3% суммарных запасов Бразилии в 2016 году), Эспириту-Санту (7,7%) и Сан-Паулу (3,8%). На суше основные месторождения сосредоточены в штатах Сержипи (1,6% суммарных запасов), Риу-Гранди-ду Норти (1,5%) и Баия (1,4%).

По запасам на шельфе Бразилии выделяются два крупнейших бассейна: Santos и Campos. Шельфовые месторождения в бассейне Santos отличаются глубиной залегания углеводородов: под двухкилометровым слоем воды лежит мощный солевой слой, который достигает 5 км толщиной. Таким образом, глубина залегания так называемого предсолевого слоя нефти и газа достигает порой 7 километров. По этой причине геологоразведочные работы в бассейне Santos требуют значительных капиталовложений.

В 2006 году по результатам тендера значительная часть разведочных блоков в районах с предсолевым слоем (штаты Рио‑де-Жанейро и Сан-Паулу) были распределены между зарубежными компаниями, однако после обнаружения месторождения Tupi в 2007 году лицензии были заморожены. В сентябре 2011 года правительство объявило об отзыве лицензий по этим блокам. С 2008 года тендеры по глубоководным участкам не производились. Лишь в 2010 году власти страны приняли законопроект, предусматривающий проведение тендеров на глубоководном шельфе на условиях СРП (с долей Petrobras — не менее 30% и статусом оператора), а не концессионных соглашений. В октябре 2016 года решение об обязательном участии Petrobras в новых проектах в районах с предсолевым слоем было отменено, а в апреле 2017 года опубликовано расписание проведения последующих тендеров как на концессионных условиях, так и на условиях СРП.

В октябре 2017 года проведен второй тендер по СРП в районах с предсолевым слоем, в результате которого лицензии получили консорциумы во главе со Statoil (входят Petrogal и ExxonMobil) — по блоку Norte de Carcará; «Petrobras» (входят Repsol и Shell) — по блоку Entorno de Sapinhoá; Shell (входит Total) — по блоку Sul de Gato do Mato. Все блоки расположены в бассейне Santos.

Также в октябре 2017 года прошел третий тендер по СРП в районах с предсолевым слоем, в результате которого лицензии получили консорциумы во главе со Petrobras (входят CNODC и BP) — по блоку Peroba; Shell (входят CNOOC и QPI) — по блоку Alto de Cabo Frio Oeste; Petrobras (входит BP) — по блоку Alto de Cabo Frio Central. Все блоки расположены в бассейне Santos.

4‑й тендер по СРП в районах с предсолевым слоем состоялся в июне 2018 года. В рамках тендера были предложены блоки Três Marias (получил консорциум Chevron, Shell и Petrobras), Dois Irmãos (BP, Equinor и Petrobras), Uirapuru (ExxonMobil, Equinor, Petrogal и Petrobras) и Itaimbezinho (не получено предложений) в бассейнах Santos и Campos.

Крупнейшим нефтяным месторождением Бразилии является предсолевое Lula (ранее Tupi), относящееся к бассейну Santos и открытое в октябре 2006 года компанией BG Group (в настоящее время входит в состав Shell). Извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 700–1100 млн тонн. После открытия Lula активизировались геологоразведочные работы в шельфовых районах со значительной глубиной залегания солевого слоя.

В мае 2010 года в бассейне Santos открыто два крупных месторождения: Libra и Buzios (ранее Franco). После бурения разведочной скважины в мае 2011 года «Национальное нефтегазовое агентство» объявило, что извлекаемые запасы месторождения Libra составляют 700 млн тонн. Запасы месторождения Buzios (Franco) оцениваются Petrobras в 550 млн тонн.

В декабре 2010 года в бассейне Santos открыто месторождение Iracema (Cernambi), запасы которого оцениваются в 250 млн тонн.

В 2011–2012 годах консорциум Repsol Sinopec Brasil (35%), Statoil (35%) и Petrobras (30%) открыл в бассейне Campos (блок BM–C-33) 3 структуры, содержащие значительные объемы углеводородов (Seat, Gaves и Pao de Acucar).

Тендер по крупнейшей глубоководной предсолевой структуре Libra был проведен в октябре 2013 года. В результате СРП было подписано с консорциумом компаний, состоящим из Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNOOC (10%) и CNPC (10%). В ноябре 2016 года на структуре пробурена первая добычная скважина. Добыча стартовала в ноябре 2017 года и на начальном этапе составляет до 2,5 млн т в год.

Добыча

В 2017 году в Бразилии добыто 130,5 млн т нефти, что на 4,2% выше уровня 2016 года. В 2017 году 95,2% добычи нефти в Бразилии приходилось на шельфовые месторождения и лишь 4,8% — на сухопутные.

В региональной структуре добычи на месторождения штата Рио‑де-Жанейро пришлось 68,0%, штата Эспириту-Санту — 14,4%, штата Сан-Паулу — 12,5%.

По данным Национального нефтегазового агентства Бразилии

57,1% всей нефти, произведенной в стране в 2016 году, добыто на месторождениях бассейна Campos. Основная добыча нефти сосредоточена на нескольких крупнейших месторождениях бассейна:

• Roncador — 14,0 млн т в 2016 году (Petrobras),
• Jubarte — 10,3 млн т (Petrobras),
• Marlim — 8,0 млн т (Petrobras),
• Marlim Sul — 7,9 млн т (Petrobras),
• Cabiunas Mistura — 4,5 млн т (Petrobras),
• Marlim Leste — 4,1 млн т (Petrobras),
• Peregrino — 3,1 млн т (Statoil).

Добыча нефти на месторождениях бассейна Santos в 2016 году составила 33,4% от суммарного бразильского производства главным образом на месторождении Lula (добыча стартовала в 2014 году, в 2016 году добыто 26,1 млн т). Партнерами по проекту являются компании Petrobras (65%, оператор), Shell (25%) и Petrogal (10%). В 2013 году Petrobras начала добычу на крупном месторождении Bauna (в 2016 году произведено 2,3 млн т нефти). В 2014 году компании Petrobras (45%, в марте 2017 года доля сокращена до 10% за счет входа Total с долей 35%), Shell (30%) и Repsol Sinopec Brazil (25%) начали добычу нефти на открытом в 2008 году месторождении Sapinhoá (ранее Guará) в бассейне Santos (блок BM-S-9). В 2016 году добыча нефти на месторождении составила 11,2 млн тонн. В декабре 2016 года те же компании начали производство на месторождении Lapa. По состоянию на начало 2017 года на месторождениях предсолевого слоя в бассейне Santos добыча осуществлялась при помощи 10 плавучих систем нефтедобычи.

81,5% добычи нефти Бразилии в 2016 году (по доле в проектах) обеспечено компанией Petrobras, 9,1% пришлось на Shell, 2,5% — на Repsol Sinopec, 2,1% — на Petrogal и 1,5% — на Statoil. К крупнейшим проектам, реализуемым в рамках СП с иностранным оператором, относятся месторождения Albacora Leste, Peregrino, Parque de Conchas, Frade.

Экспорт и импорт

Экспорт нефти Бразилией в 2017 году составил 49,6 млн т (+24,8% к 2016 году), импорт — 7,4 млн т (–16,4%).

По данным Национального нефтегазового агентства Бразилии

Доля Китая в экспорте нефти Бразилией в 2017 году составила 42,4%, США — 17,1%, Индии — 9,2%, Чили — 8,6%, Испании — 6,8%, Уругвая — 4,2%.

Импорт нефти Бразилия осуществляет морским транспортом. Основными поставщиками нефтяного сырья в страну являются Саудовская Аравия (50,6% импортных поставок в 2017 году), Алжир (23,0%), Нигерия (14,4%), Ирак (4,8%).

Крупнейшими нефтяными терминалами Бразилии являются Sao Sebastiao, расположенный в районе Сан-Паулу, Angra dos Reis, Sao Francisco do Sul, Tramandai, Guamare.

Переработка нефти

Основу нефтеперерабатывающей промышленности Бразилии по состоянию на начало 2017 года составляли 18 НПЗ суммарной мощностью по первичной переработке 119,9 млн т нефтяного сырья в год.

Крупнейшим НПЗ Бразилии является расположенный в Паулинии (штат Сан-Паулу) НПЗ Replan мощностью 21,6 млн т в год. В число крупнейших НПЗ страны также входят: RLAM (Сан-Франсиску-ду-Конди, 18,8 млн т в год), Revap (Сан-Жозе-дус-Кампус, 12,5 млн т в год), Reduc (Дуки-ди-Кашиас, 12,5 млн т в год), Refap (Каноас, 11,0 млн т в год) Repar (Араукария, 10,6 млн т в год). Оператором 14 НПЗ Бразилии является государственная компания Petrobras.

Кроме того, операторами 4 небольших НПЗ являются частные компании Univen Petróleo, Dax Oil, Manguinhos, Reograndense.

В мае 2018 года компания Petrobras объявила о скорой реорганизации и возможной реализации 60% доли участия в НПЗ RLAM, Rnest, Repar и Refap.

По данным Национального нефтегазового агентства Бразилии

В декабре 2014 года компания Petrobras ввела в эксплуатацию первую очередь нового НПЗ Abreu e Lima (Rnest), способную перерабатывать 5,7 млн т тяжелых сортов нефти в год. Основным продуктом производства на НПЗ является низкосернистое дизельное топливо. Ввод в эксплуатацию второй очереди НПЗ (мощность первичной переработки нефти — 5,7 млн т) в год состоится в 2018 году.

Кроме того, Petrobras осуществляет строительство НПЗ Comperj в штате Рио‑де-Жанейро. Первоначально компания планировала ввести в эксплуатацию первый из двух НПЗ (Comperj I и Comperj II) мощностью 8,3 млн т в год в 2016 году, второй НПЗ (8,3 млн т) — в 2018 году. Однако, в связи с недостатком финансирования, вызванным коррупционным скандалом вокруг компании, и низкими ценами на нефть сроки реализации проекта сдвинулись на 2020 год, при этом от второго производственного комплекса было решено отказаться.

Также Petrobras планирует построить два НПЗ с целью наращивания производства высококачественного керосина и дизельного топлива: НПЗ Bacabeira или Premium I (15 млн т в год на первом этапе, 30 млн т на втором) и НПЗ Caucaia или Premium II (15 млн т в год).

Объем первичной переработки нефти на НПЗ Бразилии в 2017 году составил 86,7 млн т (–5,2% к 2016 году). На НПЗ Replan в 2017 году переработано 18,8% от суммарного объема, НПЗ RLAM — 12,5%, НПЗ Revap — 12,0%, НПЗ Reduc — 10,3%, Repar — 9,3%.

По данным Национального нефтегазового агентства Бразилии

Производство и потребление нефтепродуктов

Производство нефтепродуктов на НПЗ Бразилии по итогам 2017 года сократилось на 7,0% по сравнению с уровнем 2016 года и составило 84,7 млн тонн. В структуре производства нефтепродуктов доля дизельного топлива составляет 40,5%, автомобильного бензина — 25,0%, топочного мазута — 12,4%, керосина — 5,8%, СУГ — 3,5%.

По данным JODI

В 2017 году потребление нефтепродуктов в Бразилии составило 113,1 млн т (+0,4% к 2016 году). В структуре потребления нефтепродуктов доля дизельного топлива составляет 39,9%, автомобильного бензина — 28,2%, СУГ — 6,5%, топочного мазута — 4,8%, авиационного керосина — 4,7%.

По данным JODI

В структуре потребления нефтепродуктов по секторам доля транспорта составляет 55%, химических и прочих неэнергетических отраслей — 14%, промышленности (на энергетические цели) — 12%, домохозяйств — 6%, сельского хозяйства и рыболовства — 5%, электроэнергетики — 5%.

Экспорт и импорт нефтепродуктов

Бразилия является нетто-импортером нефтепродуктов. В 2017 году страна закупила за границей 31,8 млн т нефтепродуктов (+28,2% к уровню 2016 года). Экспорт составил 7,2 млн т (+7,5%).

По данным JODI

В товарной структуре экспорта нефтепродуктов доля топочного мазута (учитывая заправку морских судов) составляет 70,7%, на автомобильные бензины приходится 4,9%, на дизельное топливо — 5,9%. Основные направления экспорта: Сингапур (13% в 2016 г.), США (13%), Кюрасао (5%) и Нидерланды (5%).

В структуре импорта нефтепродуктов 36,3% приходится на дизельное топливо, 33,2% — на автомобильный бензин, 7,4% — на СУГ, 1,5% — на керосин. Основными поставщиками нефтепродуктов в Бразилию являются США (47% в 2016 году), Алжир (14%), Нидерланды (9%), Испания (3%), Россия (3%).

Крупнейшими терминалами по импорту и экспорту нефтепродуктов на территории страны являются Santos, Rio-de-Janeiro, Candeias, Madre de Deus, Sao Sebastiao.

Транспортная инфраструктура

Протяженность сети магистральных нефтепроводов в Бразилии составляет 2,0 тыс. км (32 нефтепровода), сети продуктопроводов — 5,9 тыс. км (422 продуктопровода).

Важнейшими нефтепроводами страны являются Angra dos Reis — Rio de Janeiro, Rio de Janeiro — Regap, Tramandai — Refap, Santa Catarina — Parana, São Sebastião — Guararema, Guararema — Paulínia, оператором которых является Transpetro.

Основные системы продуктопроводов Бразилии: Paulinia — Brasilia, Candeias — Itabuna, Coari — Urucu, Santos — São Paulo, Santos — São Sebastião, Barueri — Utinga; Paulínia — Barueri, Paraná — Santa Catarina, Rio de Janeiro — Belo Horizonte; São Paulo — Rio de Janeiro.