Норвежская Norsk Hydro - не самая известная нефтегазовая компания мира. Даже среди европейских компаний она находится в тени своего соотечественника - нефтегазового гиганта Statoil. Но именно Norsk Hydro, которая добывает 30% норвежских углеводородов, занимается наиболее сложными проектами по добыче на шельфе. В частности, компания разрабатывает крупнейшее из ныне действующих нефтяных месторождений у берегов Норвегии - Тролль. А с 2007 года начнет добычу на гигантском газовом месторождении Ормен-Ланге, находящемся на глубине более 1 км. Если Statoil, который на 71% принадлежит государству, выстроен как классический транснациональный нефтегазовый холдинг, то Norsk Hydro (госдоля 44%) - сложный промышленный конгломерат. Помимо добычи углеводородов Norsk Hydro занимается производством алюминия, гидроэнергетикой и альтернативной энергетикой. Основанная в 1905 году, Norsk Hydro состоит из двух примерно равных частей - Norsk Hydro Oil & Energy (годовой оборот 11,5 млрд долларов) и Norsk Hydro Aluminium (12,6 млрд долларов оборота - третья алюминиевая компания мира). Компания работает в 40 странах, добывает нефть и газ в Анголе, Канаде, Мексиканском заливе и Ливии. И практически везде она разрабатывает углеводороды не на суше, а в море.

Работает Norsk Hydro и в России. Во-первых, она участвует в разработке нефтяного месторождения Харьяга в Тимано-Печорском бассейне, где ей принадлежит 40%. Во-вторых, с 1991 года Norsk Hydro участвует в разработке Штокманского газоконденсатного месторождения в российском секторе Баренцева моря. Компании принадлежит двадцатипроцентный пакет в проекте разработки этого месторождения (запасы - 2,5 млрд кубометров газа), и она надеется участвовать во всем технологическом процессе его освоения - от разведки до доставки газа конечным потребителям.

О том, как работает Norsk Hydro, что она планирует делать в Норвегии и в России, "Эксперту" рассказал старший вице-президент подразделения Norsk Hydro Oil & Energy Бьенгт Ли Хансен. Он был одним из кураторов проекта Ормен-Ланге, а сейчас взаимодействует с российскими партнерами в "Газпроме" по вопросам разработки Штокманского месторождения.

- В Норвегии основная часть нефти и газа добывается не на суше, а в море. Насколько это влияет на деятельность Norsk Hydro?

- Прежде всего компания обладает уникальным опытом работы в море. В этой сфере мы - глобальный лидер. Самое главное отличие от работы на суше: в море очень важны технологии. Только благодаря им мы можем добывать нефть все дальше от берега, но сохранять производственные издержки на приемлемом уровне, выдерживая сроки эксплуатации и обеспечивая надлежащее качество.

- Но ведь добывать нефть в море все равно дороже, чем на суше.

- Действительно дороже. Но шельфовые месторождения углеводородов в среднем значительно крупнее и богаче месторождений на суше. Это повышает конкурентоспособность добычи в море.

- А как же расходы на технологии?

Сложность добычи на море постоянно компенсируется инновациями. Издержки снижаются, а возможности для добычи расширяются

- Когда я только начинал карьеру, мы могли бурить не глубже пятидесяти метров, затем - не глубже ста метров. Просто потому, что в те времена нужно было строить огромные фиксированные платформы, которые закреплялись на морском дне. Сегодня мы можем добывать нефть и газ на значительно больших глубинах. Нам уже не нужны тонны стали и бетона. Благодаря развитию технологий мы смогли создать подводные буровые, освоить горизонтальное бурение, добиться высокой степени автоматизации. Сложность добычи на море постоянно компенсируется технологическими инновациями. Издержки снижаются, а возможности для добычи расширяются - мы можем бурить все глубже и вести добычу все дальше от берега.

Привычные буровые платформы для шельфовой добычи уходят в прошлое, их сменяют полностью автоматизированные буровые станции, которые соединены с большой землей подводными коммуникациями. На буровую станцию, находящуюся на морском дне, на большой глубине, подается электроэнергия. С суши же осуществляется управление всеми процессами. Нефть и газ текут на сушу по подводным трубопроводам. Центры управления такими станциями напоминают центры управления космическими полетами. А на больших глубинах трубопроводы прокладываются при помощи аппаратов, похожих на луноходы. На наших месторождениях Хиберния и Терра-Нова у берегов Канады мы используем систему противодействия льдам - от слежения за айсбергами до ликвидации льдин. При приближении айсбергов танкеры могут экстренно отсоединиться от платформ и отплыть на безопасное расстояние. Сами же платформы защищены от прямого столкновения с айсбергами любых размеров.

- Компания сама разрабатывает новые технологии или закупает их на стороне?

- Мы сами разрабатываем технологии в своем исследовательском центре. Но при этом компания очень тесно сотрудничает с исследовательскими институтами и центрами как в Норвегии, так за рубежом. Мы следим за всеми технологическими разработками, которые могут быть применены в добыче нефти и газа. Мы стараемся очень быстро реагировать на любые инновации, чтобы получить конкурентное преимущество.

- Как внедряются новые технологии?

- Обычно технологические прорывы связаны с реализацией крупных проектов, таких, например, как месторождение Ормен-Ланге. Это крупнейший в истории Норвегии промышленный проект, он оценивается в десять миллиардов долларов. Реализация столь масштабных проектов в условиях жесткого графика и в рамках запланированных издержек часто бывает невозможна на базе старых технологий. Когда перед нами стоит столь масштабная задача, мы просто вынуждены искать самые современные технологии. Поэтому наш исследовательский отдел глубоко интегрирован в повседневную деятельность компании. Он должен дать нам возможность использовать самые современные технологии, прежде чем мы примем решение об инвестировании в проект. При этом мы стараемся максимально использовать ресурсы Норвегии - до семидесяти пяти процентов оборудования и технологий мы получаем внутри страны.

- Нефть сильно подорожала. Как это повлияло на Norsk Hydro?

- Если говорить о текущих делах, то при таких ценах любая компания старается добывать как можно больше нефти из существующих скважин. Если же говорить о перспективе, то дорогая нефть - а прогнозы говорят о том, что цены еще долго сохранятся на высоком уровне, - открывает отличные возможности для разведки новых месторождений. Когда во второй половине девяностых нефть была дешевой, у компаний не было стимулов искать новые месторождения нефти и газа - у них тогда просто не было на это денег. Даже когда новые месторождения обнаруживались, создание инфраструктуры для начала их разработки оказывалось слишком дорогим делом. Сегодня же у нефтяных компаний наконец появились и мотивация, и средства для того, чтобы искать новые месторождения и выводить нефть и газ на рынок.

- Углеводородные ресурсы в Норвегии, в Северном море, постепенно истощаются. Некоторые прогнозы говорят о том, что через десять лет их практически не останется.

- Думаю, что нефть и газ в Норвегии будут добывать гораздо дольше, чем десять лет. Действительно, пик добычи нефти был достигнут в 2001 году, и с тех пор она снижается. Но благодаря более совершенным технологиям добычи отдача пластов увеличивается, поэтому производство нефти будет снижаться постепенно, а не резко, как предполагали многие. Пик добычи природного газа, вероятно, будет достигнут лет через пять-десять. Поэтому на грядущие десятилетия Норвегия все еще будет серьезным поставщиком углеводородов на мировой рынок, хотя их добыча будет постепенно сокращаться, а не расти, как в России или в Персидском заливе.

Если же говорить о Norsk Hydro, то у нас добыча нефти и газа растет - на семь-восемь процентов в год. И мы ожидаем, что такой темп прироста сохранится в ближайшие годы. Для западной компании это очень неплохой показатель. Конечно, как и прочие компании из Европы и США, мы тоже сталкиваемся с проблемой постепенного исчерпания ресурсов - наша добыча растет быстрее, чем растут резервы. И все же мы продолжаем расти, в частности за пределами норвежского рынка. Мы готовы идти на новые рынки - в Ливию, в Анголу, в Россию, в Иран. Наша задача - наращивать добычу.

- Месторождения-гиганты, да еще расположенные недалеко от рынков, сейчас уже не открываются. Куда идут нефтяные компании в поисках новых резервов?

На арктический шельф приходится двадцать четыре процента не открытых еще общемировых запасов нефти и газа

- Действительно, такие находки, как гигантские месторождения на шельфе Северного моря, Персидского или Мексиканского заливов, уже не встречаются. Отрасли приходится ограничиваться поискам меньших месторождений, причем в более отдаленных местах и с более сложными условиями добычи. Но все равно компаниям приходится туда идти: будь то шельф, тропические джунгли или арктический север.

- Какое из направлений кажется вам более перспективным?

- Для нашей компании таким рынком является прежде всего Россия, которая имеет огромный потенциал. У России очень большой опыт разработки нефтегазовых ресурсов, но этот опыт сухопутный. А по оценкам, на арктический шельф, значительную часть которого контролирует Россия, приходится двадцать четыре процента не открытых еще общемировых запасов нефти и газа.

Для разработки месторождений, находящихся на шельфе и на больших глубинах, наша компания может быть очень полезна России. Мы можем принести с собой организационные стандарты и технологии. Мы готовы предложить высокие экологические стандарты - всем известно, что в Норвегии благодаря действиям экологического движения эти стандарты весьма высоки. Это особенно важно для разработки месторождений на шельфе, ведь морская среда очень хрупкая. Наш интерес к экологии вызван не только тем, что мы хотим повышения экологических стандартов в России. Дело и в том, что добывающиеся, скажем, на арктическом шельфе российские нефть и газ будут экспортироваться на Запад - мимо берегов Норвегии. И наши экологи будут следить за сохранением высоких стандартов на всех этапах добычи нефти и газа - от разведки до транспортировки.

- Ожидается, что часть газа из Штокманского месторождения пойдет на экспорт в виде сжиженного газа в США, а часть - по трубам в Европу. Не будет ли газ из Штокманского месторождения конкурировать с газом с Ормен-Ланге?

- Я так не думаю. В мире есть три крупнейших региона потребления газа - Европа, Россия и Соединенные Штаты. Европе нужно будет все больше и больше газа: производство внутри ЕС падает, в то время как потребление постоянно растет. Происходят изменения в электроэнергетике - доля мазута, угля, а в некоторых странах и атомной энергии падает, а новые теплоэлектростанции строятся для работы на газе. Собственная добыча падает в Великобритании, Нидерландах, Германии и Дании. Даже Норвегия скоро подберется к пику (нужно помнить и о том, что будущий норвежский газ, который еще не произведен, уже на самом деле продан - на рынке газа правят бал долгосрочные контракты). Так что Европа будет нуждаться в газе из многих стран и, конечно же, из России. Поэтому я не думаю, что в Европе российскому газу будет трудно находить своего потребителя. Особенно если учесть многолетний опыт работы "Газпрома" с европейскими потребителями.

Сжиженный газ может оказаться более сложной задачей, поскольку он требует больших затрат, чем поставка газа по трубопроводам. Его роль для России, как мне кажется, будет дополняющей, но не основной. Хотя после 2020 года роль сжиженного природного газа в мировом энергетическом хозяйстве в целом возрастет - спрос на него будет очень высок и в США, и в Восточной Азии. А там, где есть спрос, будет и предложение, в том числе и из России. Но здесь речь идет о мегапроектах, которые будут реализовываться не слишком быстро.

Лондон