Сотрудничество России и Франции в сфере ТЭК

Сотрудничество в газовой сфере

Поставки российского газа

Поставки природного газа из России во Францию в 2019 году составили 14,1 млрд куб. м (+9,3% к 2018 году).

Экспорт газа из России во Францию, млрд куб. м

2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
10,1	9,8	9,5	8,0	8,2	7,1	9,7	11,5	12,3	12,9	14,1

По данным ПАО «Газпром»

19 декабря 2006 года «Газпром» и ENGIE подписали соглашение, согласно которому французская компания осуществила переуступку компании «Газпром экспорт» части объемов природного газа и соответствующих транспортных мощностей для работы на рынке конечного потребителя во Франции. Кроме того, в июле 2006 года во Франции была зарегистрирована новая компания группы «Газпром» — «Газпром Маркетинг энд Трейдинг Франс», осуществляющая поставки газа конечным потребителям во Франции. С октября 2007 года «Газпром» получил возможность осуществлять прямые поставки российского газа французским конечным потребителям в объеме до 1,5 млрд куб. м в год.

Также в декабре 2006 года «Газпром» и ENGIE подписали соглашение о продлении до 2030 года действующих контрактов на поставку российского природного газа во Францию. Кроме того, была достигнута договоренность о начале поставок компании ENGIE дополнительных объемов газа по «Северному потоку». Законтрактованный ENGIE годовой объем поставок по этому газопроводу составляет 2,5 млрд кубометров. Поставки по газопроводу «Северный поток» начались 1 января 2014 года.

27 ноября 2009 года между «Газпромом» и компанией EDF был подписан меморандум о взаимопонимании, в соответствии с которым стороны вступили в долгосрочное взаимовыгодное сотрудничество в газовом секторе, области электроэнергетики и ПХГ. Обязывающий документ на поставку газа подписан «Газпром экспортом» и EDF 21 июня 2013 года во время Петербургского международного экономического форума.

Газопровод «Северный поток»

Французской компании ENGIE (до апреля 2015 года GDF SUEZ) принадлежит 9% акций совместного предприятия Nord Stream AG — оператора проекта газопровода «Северный поток». В число акционеров Nord Stream AG также входят «Газпром» — 51%, Wintershall — 15,5%, E. On — 15,5%, Gasunie — 9%.

Маршрут газопровода протяженностью 1224 км и диаметром труб 1067 мм пролегает по дну Балтийского моря по территориальным водам и исключительным экономическим зонам пяти стран и связывает российскую бухту Портовая (район г. Выборг) с немецким г. Грейфсвальд. «Северный поток» предназначен для осуществления прямых поставок российского природного газа европейским потребителям в обход транзитных стран. Проектная мощность трубопровода в двухниточном исполнении — 55 млрд куб. м в год.

Первая очередь «Северного потока» пропускной способностью 27,5 млрд куб. м в год была введена в эксплуатацию в ноябре 2011 года, вторая очередь (27,5 млрд куб. м в год) — в октябре 2012 года.

В июне 2015 года в рамках Петербургского международного экономического Форума «Газпром», E. On (в настоящее время Uniper), Shell и OMV подписали меморандум о намерениях, предусматривающий сотрудничество компаний по проекту создания газотранспортной инфраструктуры для прямой доставки российского газа европейским потребителям. 4 сентября 2015 года «Газпром», BASF, Uniper, ENGIE, OMV и Shell подписали соглашение акционеров о реализации проекта «Северный поток-2». Доли участия в проекте должны были быть распределены следующим образом: «Газпром» — 50%, BASF — 10%, Uniper — 10%, OMV — 10%, Shell — 10%, ENGIE  — 10%. Однако после возражения Польского антимонопольного регулятора по проекту газопровода, стороны решили не создавать СП, а использовать другую форму кооперации. В настоящее время проект реализует компания Nord Stream 2 AG, 100% которой принадлежит «Газпрому».

25 апреля 2017 года BASF, Uniper, ENGIE, OMV и Shell подписали с «Газпромом» в Париже соглашение о финансировании половины стоимости проекта. Во время ПМЭФ в июне 2017 года компании подписали все окончательные документы по финансированию проекта.

В рамках проекта от Усть-Луги до побережья Германии (Грайфсвальд) по дну Балтийского моря прокладываются две ветки протяженностью 1,2 тыс. км, совокупная мощность — 55 млрд куб. м в год. В мае 2018 года Nord Stream 2 AG начала подготовительные работы, к апрелю 2019 года уложено более 1000 км газопровода.

Сотрудничество в нефтяной сфере

Поставки российской нефти и нефтепродуктов

Поставки российской нефти во Францию в 2019 году составили 1,8 млн т (+28,6% к уровню 2018 года).

Экспорт нефти из России во Францию, млн тонн

2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
3,3	3,4	1,9	1,0	0,8	0,9	0,9	1,9	1,4	1,8

По данным ФТС России

Экспорт российских нефтепродуктов во Францию в 2019 году составил 2,51 млн т (–19,8% к 2018 году). В структуре экспорта доля дизельного топлива составила 60,7%, топочного мазута — 31,0%.

Экспорт нефтепродуктов из России во Францию, млн тонн

	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Нефтепродукты — итого:	8,07	4,84	3,80	4,17	3,85	4,47	3,31	3,13	2,51
в т. ч.: дизельное топливо	5,19	3,54	3,18	3,00	3,09	3,17	2,31	2,67	1,52
мазут топочный	2,84	0,79	0,56	1,00	0,72	1,07	0,84	0,32	0,78

По данным ФТС России

Сотрудничество Total с российскими компаниями

На территории России Total участвует в реализации ряда крупных проектов:

• разработка Харьягинского месторождения (Ненецкий АО);
• разработка Термокарстового месторождения (Ямало-Ненецкий АО);
• проект «Ямал СПГ» (Ямало-Ненецкий АО);
• проект «Арктик СПГ-2» (Ямало-Ненецкий АО);
• разработка Хвалынского месторождения (шельф Каспийского моря);
• разведка и разработка трудноизвлекаемых запасов нефти баженовской свиты (заморожено).

Кроме того, компания владеет 19,4% акций «НОВАТЭКа».

Харьягинское месторождение

Месторождение расположено на территории Ненецкого АО в Харьяга-Усинском нефтегазоносном районе Печоро-Колвинской нефтегазоносной области.

Лицензией на разведку и разработку объектов 2 и 3 Харьягинского месторождения владеет «Зарубежнефть-добыча Харьяга» — дочерняя компания «Зарубежнефти».

Соглашение между РФ в лице правительства РФ и администрации НАО и французским акционерным обществом «Тоталь Разведка Разработка Россия» о разработке и добыче нефти на Харьягинском месторождении на условиях раздела продукции было подписано сторонами 20 декабря 1995 года.

СРП вступило в силу 1 января 1999 года. Срок действия соглашения — 33 года.

До 2009 года в состав участников Харьягинского СРП входили: оператор — «Тоталь РРР» (Франция) — 50%; StatoilHydro (Норвегия) — 40%; «Ненецкая нефтяная компания» (Россия) — 10%.

В сентябре 2008 года Минэнерго России одобрило передачу «Зарубежнефти» 20% доли в проекте разработки Харьягинского месторождения и внесло в правительство РФ проект соответствующего постановления, который позже был возвращен на доработку. Доработку проекта постановления Минэнерго России завершило в мае 2009 года.

27 ноября 2009 года доли участия компаний были пересмотрены в связи с вхождением в проект «Зарубежнефти», доля которой составила 20%, тогда как доли Total и Statoil были снижены до 40% и 30% соответственно. В августе 2016 года «Тоталь Разведка Разработка Россия», дочерняя структура Total, передала 20% своей доли участия в соглашении о разработке и добыче нефти на Харьягинском месторождении на условиях раздела продукции («Харьягинское СРП») и функции оператора дочерней компании «Зарубежнефти» — «Зарубежнефть-добыча Харьяга». Таким образом, в настоящее время доли компаний в проекте распределены следующим образом: «Зарубежнефть» — 20%, «Зарубежнефть-добыча Харьяга» (оператор) — 20%, «Статойл Свериге Харьяга А. Б.» — 30%, «Тоталь Разведка Разработка Россия» — 20% и «Ненецкая нефтяная компания» — 10%.

По условиям соглашения, «Зарубежнефть-добыча Харьяга» имеет право полностью экспортировать принадлежащую ей долю добытой продукции. Транспортировка подготовленной нефти осуществляется трубопроводным транспортом до границы РФ и регулируется двумя контрактами:

• контрактом оператора СРП, заключенным с «ЛУКОЙЛ-Коми», на участке «Харьяга — терминал Уса»;
• контрактом с «Транснефтью» на участке «Уса — Ухта — Ярославль — Приморск».

Доходы, полученные от реализации харьягинской нефти, делятся на три категории:

• нефть роялти составляет от 6% до 11% от общего объема продукции в зависимости от уровня накопленной добычи;
• компенсационная нефть в определенной соглашением пропорции направляется на возмещение понесенных инвестором затрат (капитальных и эксплуатационных);
• прибыльная нефть представляет собой оставшуюся нефть, которая подлежит разделу между государством и инвестором.

Промышленная добыча нефти по проекту началась в 1999 году. Первая прибыльная нефть была получена в феврале 2006 года.

По итогам 2019 года в рамках проекта добыто 1,5 млн т нефти и 205,2 млн куб. м попутного нефтяного газа.

С 2009 года осуществляется третья фаза реализации проекта (планируемый объем инвестиций — более $1 млрд), предусматривающая наращивание добычи до 1,5 млн т нефти в год и введение в эксплуатацию установки по подготовке ПНГ.

Термокарстовое месторождение

Лицензия на геологическое изучение, добычу газа и газового конденсата на Термокарстовом месторождении принадлежит «Тернефтегазу», совместному предприятию «НОВАТЭКа» (51%) и TOTAL Termokarstovoye B. V. (49%). Доказанные запасы месторождения по классификации SEC — 28,8 млрд куб. м газа и 7,8 млн т конденсата. Месторождение включает пять газоконденсатных залежей. В декабре 2011 года «НОВАТЭК» совместно с компанией TOTAL Termokarstovoye B. V. приняли окончательное инвестиционное решение по разработке месторождения.

В мае 2015 года на Термокарстовом месторождении началась добыча углеводородов. В июне 2015 года добыча на месторождении вышла на проектный уровень — 2,4 млрд куб. м природного газа и 0,8 млн т де-этанизированного газового конденсата в год. В 2019 году на месторождении добыто 2,5 млрд куб. м газа и 0,8 млн т конденсата.

Проект «Ямал СПГ»

6 октября 2011 года закрыта сделка по вхождению Total в капитал компании «Ямал СПГ» (соответствующие разрешения комиссии по контролю за осуществлением иностранных инвестиций в РФ и Федеральной антимонопольной службы России были получены в июле — августе 2011 года), доля французской корпорации в совместном предприятии составила 20%.

В сентябре 2013 года «НОВАТЭК» и CNPC заключили договор купли-продажи о приобретении CNPC 20% доли участия в проекте. В августе 2015 года был заключен договор о продаже 9,9% проекта китайскому «Фонду Шелкового пути» (SRF). В декабре 2015 года подписаны окончательные обязывающие соглашения в рамках сделки по продаже доли в проекте «Фонду Шелкового пути», в марте 2016 года сделка была закрыта. Таким образом, структура акционеров «Ямал СПГ» выглядит следующим образом: «НОВАТЭК» — 51,1%, Total — 20,0%, CNPC — 20,0%, SRF — 9,9%. Участие КНР в проекте составляет 29,9%, что обусловлено необходимостью привлечения китайских кредитов для обеспечения проектного финансирования в условиях санкций Западных стран.

«Ямал СПГ» является оператором пилотного проекта развития мощностей по производству СПГ на Ямале, в рамках которого предусматривается освоение Южно-Тамбейского месторождения с производством до 16,5 млн т сжиженного природного газа в год. Ресурсной базой проекта служит Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение (доказанные запасы газа на конец 2017 года — 683 млрд куб. м, жидких углеводородов — 21 млн т по международной классификации SEC). Доказанные и вероятные запасы месторождения по стандартам PRMS по состоянию на конец 2017 года оценивались в 992 млрд куб. м газа и 32 млн т жидких углеводородов.

В 2012 году завершена разработка проектной документации по российским и международным стандартам (FEED). На Южно-Тамбейском месторождении выполнен комплекс геологоразведочных работ, включающий сейсмические исследования, бурение разведочных скважин, создание геологической модели месторождения и подсчет его запасов, что позволило существенно оптимизировать проект разработки месторождения. Потенциальный уровень добычи месторождения превышает 27 млрд куб. м газа и 1 млн т стабильного газового конденсата в год. В 2013 году на Южно-Тамбейском месторождении началось эксплуатационное бурение (контракт на бурение — у компаний «Инвестгеосервис» и «Интегра») и двумя буровыми станками. На Южно-Тамбейском месторождении по состоянию на конец 2017 года пробурено 103 добывающих скважины.

В 2013 году в рамках проекта «Ямал СПГ» контракт на проектирование и строительство завода СПГ присужден совместному предприятию компаний Technip France, JGC Corporation и Chiyoda Corporation, в качестве подрядчика для строительства СПГ-танкеров арктического класса выбрана компания Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering. В декабре 2013 года по проекту принято окончательное инвестиционное решение, предполагающее начало коммерческого производства СПГ в конце 2017 года.

Проект предусматривает ежегодное производство 17,4 млн т СПГ. Мощность каждой из первых трех очередей — 5,5 млн т в год. В 2017 году акционерами проекта был одобрен план строительства дополнительной четвертой очереди завода мощностью 0,9 млн т в год на базе разработанной «НОВАТЭКом» технологии «Арктический каскад».

Производство СПГ на первой технологической линии завода начато 5 декабря 2017 года. 8 декабря 2017 года «Ямал СПГ» отгрузил первую партию сжиженного природного газа. В 2018 году с завода отгружено 11,6 млрд куб. м СПГ.
9 августа 2018 года произведена отгрузка первой партии СПГ, полученной на второй технологической линии в режиме пусконаладочных работ под нагрузкой на полной мощности. 22 ноября 2018 года на третьей технологической линии был произведен первый СПГ, а 11 декабря 2018 года завод в процессе пуско-наладочных работ под нагрузкой на третьей технологической линии достиг проектной мощности производства.

Проект «Арктик СПГ-2»

«Арктик СПГ-2» — второй проект «НОВАТЭКа» по производству СПГ мощностью 19,8 млн т в год в трех линиях и с ресурсной базой, представленной нефтегазоконденсатным месторождением Салмановское/Утреннее (Гыданский полуостров).

В 2018 году в результате проведения ГРР на месторождении были открыты две новые залежи, суммарные запасы которых по категории С₁+С₂ российской классификации составили 405 млрд куб. м природного газа и 40 млн т газового конденсата.

В мае 2018 года «НОВАТЭК» и Total подписали обязывающее соглашение об условиях вхождения в проект «Арктик СПГ-2», в соответствии с которыми французская компания приобретает 10%-ную долю участия в проекте. Кроме того, соглашением предусмотрено, что Total будет иметь возможность купить от 10 до 15% прямой доли в будущих проектах «НОВАТЭКа» на Гыданском полуострове и полуострове Ямал. 6 марта 2019 года «НОВАТЭК» закрыл сделку по продаже Total 10% в проекте.

5 сентября 2019 года принято окончательное инвестиционное решение по проекту «Арктик СПГ-2».

Баженовская свита

В мае 2014 года в рамках Петербургского международного экономического форума «ЛУКОЙЛ» и Total подписали Соглашение об общих условиях участия компаний в совместном проекте в области разведки и разработки трудно-извлекаемых запасов углеводородного сырья на территории Ханты-Мансийского автономного округа. В соответствии с соглашением для реализации проекта будет создано совместное предприятие, доли в котором будут распределены следующим образом: «ЛУКОЙЛ» — 51%, Total — 49%. Соглашение предполагает, что в рамках пилотного проекта совместное предприятие проведет сейсмические исследования, оценку и изыскания включая бурение оценочных скважин на участках недр, на которых имеются углеводородо-содержащие пласты Баженовской и подстилающих ее низко-проницаемых свит. Проведение сейсморазведочных работ планировалось в 2014 году, разведочного бурения — в 2015 году. В сентябре 2014 года работа по созданию СП была приостановлена из-за санкций.

Хвалынское месторождение

Хвалынское месторождение открыто в 2002 году в северной части Каспийского моря. В результате сейсморазведочных работ 3D и бурения двух поисковых скважин было выявлено 5 залежей: 4 газоконденсатных и 1 нефтяная. Сдерживающим фактором развития проекта Хвалынское является вопрос о форме недропользования.

В марте 2005 года в Москве подписаны учредительные документы совместного предприятия «ЛУКОЙЛа» и «КазМунайГаза» — «Каспийская нефтегазовая компания», созданного на паритетной основе для совместного освоения месторождения Хвалынское, транспортировки и сбыта углеводородного сырья и продуктов его переработки.

Протокол от 13.05.2002 г. между РФ и Республикой Казахстан к соглашению о разграничении дна северной части Каспийского моря в целях осуществления суверенных прав на недропользование от 6.07.1998 г. предполагал возможность заключения СРП по проекту освоения Хвалынского месторождения, отнесенного под юрисдикцию РФ. Однако действовавшее российское законодательство предусматривало для месторождения только аукционную схему заключения СРП (необходимо провести 2 аукциона), что фактически исключало возможность заключить СРП с совместным предприятием и противоречило положениям протокола.

В конце 2006 года Казахстаном и в начале 2007 года — Россией был ратифицирован протокол о внесении изменения в протокол к соглашению между Республикой Казахстан и РФ от 6.07.1998 года. Внесенные изменения разрешили освоение месторождения Хвалынское на условиях СРП.

В октябре 2009 года Казахстан привлек компании Total и GDF Suez (в настоящее время ENGIE) в проект разработки Хвалынского месторождения. Французские компании получили долю в размере 25% (т. е. половину доли Казахстана) за $1 миллиард. В результате доли в «Каспийской нефтегазовой компании» распределились следующим образом: «ЛУКОЙЛ» — 50%, «Казмунайгаз» — 25%, Total — 18%, ENGIE — 7%.

7 сентября 2010 года казахской стороной в Минэнерго России были отправлены проекты текстов соглашения о разделе продукции и технико-экономического обоснования по месторождению Хвалынское. 19 мая 2011 года в Минэнерго России завершено формирование межведомственной комиссии по разработке Хвалынского СРП.

В случае одобрения предварительного технико-экономического обоснования максимальный уровень добычи газа на месторождении составит 8,2 млрд куб. м в год, конденсата — 530 тыс. т в год. Добыча нефти не планируется ввиду ее нерентабельности (запасы нефти месторождения относятся к категории тяжелой). Капитальные затраты в освоение месторождения оцениваются в $7,5 млрд, операционные — $5,5 миллиарда. Ожидалось, что СРП будет подписано до конца 2013 года. Однако из-за неразрешённого вопроса об экспорте газа с месторождения документ не был подписан.

Производство полимерно-модифицированных битумов

В конце сентября 2014 года на Московском НПЗ (дочернее предприятие «Газпром нефти») началась опытно-промышленная эксплуатация первой в России установки по производству полимерно-модифицированных битумов под брендом G-Way Styrelf. Установка, построенная совместным предприятием «Газпром нефти» и Total — «Газпромнефть-Тоталь ПМБ», рассчитана на выпуск 60 тыс. т полимерно-модифицированных битумов и 7 тыс. т битумных эмульсий в год.

Производство осуществляется в соответствии с технологией Styrelf, разработанной концерном Total и дополнительно адаптированной к российским климатическим условиям. В результате дорожные покрытия, построенные с применением битумов G-Way Styrelf, более устойчивы к образованию трещин и колеи даже при повышенных транспортных нагрузках в широком диапазоне температур.

Строительство завода по производству смазочных масел

В октябре 2016 года «Тотал Восток», дочернее предприятие концерна Total в России, объявил о начале строительства завода по производству, хранению и отгрузке автомобильных масел, а также смазочных и сопутствующих материалов на территории Фрейт Вилладж Ворсино в Калужской области. В октябре 2018 года завод введен в эксплуатацию. Производственная мощность завода составляет 40 тыс. т в год с возможным увеличением до 70 тыс. т в год.

Штокмановское месторождение

До июля 2015 года Total принадлежало 25% в проекте освоения Штокмановского месторождения, расположенного в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря на расстоянии около 600 км к северо-востоку от Мурманска. В июле 2015 года вышла из проекта, продав 25% «Газпрому».

Сотрудничество в Боливии

В марте 2008 года «Газпром» и YPFB подписали соглашение о проведении геологоразведочных работ на территории Боливии. В соответствии с документом геологоразведочные работы будут производиться на блоках Сунчал, Асеро и Карауайчо.

В сентябре 2008 года «Газпром», YPFB и Total заключили трехсторонний меморандум, предполагающий проведение совместной оценки блока Асеро. В августе 2013 года компании подписали сервисный контракт на разведку и разработку углеводородов на блоке Асеро. В случае успеха 55% в проекте по разработке блока получит YPFB, в то время как российскому концерну и Total перейдут по 22,5% соответственно.

30 сентября 2010 года «Газпром» и Total заключили соглашение о переуступке французской компанией «Газпрому» доли в проекте по геологоразведочным работам на лицензионных блоках Ипати и Акийо. В мае 2011 года власти Боливии одобрили соглашение о переуступке доли. После завершения сделки в августе 2012 года доля Gazprom EP International B. V в акционерном капитале проекта составила 20%. В настоящее время доли компаний в консорциуме распределены следующим образом: Total — 50% (оператор проекта), Gazprom International — 20%, Tecpetrol — 20% и YPFB — 10%.

В апреле 2011 года после бурения скважины AQI–X1001 на блоке Акийо был получен приток углеводородов. В феврале 2012 года началось бурение скважины на блоке Ипати. В сентябре 2016 года введено в промышленную эксплуатацию месторождение Инкауаси, расположенное в пределах лицензионных участков Ипати и Акийо. Извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 70,8 млрд куб. м газа и 4,8 млн т газового конденсата. В рамках первой очереди на месторождении построены три скважины, установка комплексной подготовки газа мощностью 6,9 млн куб. м в сутки, система внутри-промысловых трубопроводов, создана комплексная система управления добычей. От Инкауаси проложен и подключен к системе магистральных трубопроводов газопровод протяженностью 100 километров.

Сотрудничество в Ливане

В октябре 2017 года в рамках первого лицензионного раунда консорциум составе «НОВАТЭКа», Total и Eni тендерное предложение на два шельфовых блока в Ливане. В декабре 2017 года правительство Ливанской республики приняло решение присудить блоки 4 и 9 консорциуму и одобрило подписание соглашений о разведке и добыче. В феврале 2018 года «НОВАТЭК», Total и Eni подписали с правительством Ливана соглашения о разведке и добыче углеводородов. Доля участия «НОВАТЭКа» в соглашениях составляет 20%, доли Total и Eni составляют 40%, оператором проекта является Total. В декабре 2019 года Ливан выдал консорциуму лицензию на бурение первой разведочной скважины на шельфе.

Приобретение доли в НПЗ Schwedt

28 ноября 2014 года «Роснефть» и Total подписали основные условия приобретения российской компанией доли 16,67% в НПЗ Schwedt. 19 июня 2015 года в рамках Петербургского международного экономического форума «Роснефть» и Total подписали соглашение, подтверждающее заключение договора купли-продажи 16,67% эффективной доли в НПЗ. В августе 2015 года «Роснефть» получила согласие антимонопольного ведомства Германии на покупку доли. В ноябре 2015 года сделка была закрыта.