Нефть и газ Каспийского региона между Европой и Азией. Часть 2.

Ресурсы Каспийского региона: Азербайджан в ожидании новых проектов

Азербайджан обладает самыми глубокими традициями в отношении добычи нефти и газа среди всех стран Каспийского моря. Начиная со средневековья можно документальным образом проследить за добычей нефти на территории, ныне являющейся частью Азербайджана – арабские и европейские географы, среди прочих и Марко Поло, как местное население добывает нефть с применением воды и затем транспортируется ее в крупных сумках из тюленьей кожи. Азербайджан являлся эпицентром нефтегазовой энергетики даже в рамках Российской империи — по мере роста добычи именно здесь был построен первый нефтепровод Балаханы — Черный город, спущен на воду первый нефтяной танкер в мире — «Зороастр» грузоподъемностью в 242 тонны. В советское время Азербайджан, вплоть до освоения месторождений Западной Сибири, играл ключевую роль в обеспечении страны нефтью. В это время была построена первая нефтяная платформа в мире, нефтяные камни, ставшая также первым объектом по разработке богатств Каспийского моря.

После падения Советского союза руководство Азербайджана практически сразу же стремилось к диверсификации партнеров. В сектор геологоразведки и добычи приглашались западные компании (несмотря на давление и лоббирование российской стороны, Москва смогла закрепить за собой лишь весьма малую долю в проектах), заключались далеко идущие соглашения о разделе продукции, планировались новые маршруты поставки. К тому же администрация США обозначила вывод Азербайджана на мировые рынки нефти в качестве приоритетной задачи на каспийском направлении, а также в качестве гарантии недопущения произвола со стороны стран Персидского залива и против экспансионного влияния России на постсоветском пространстве. Азербайджан в 1990-е и 2000-е гг. имел наиболее открытую экономику среди прикаспийских стран, в этот внешнеполитический курс внес свои изменения лишь глобальный экономический кризис, разразившийся в 2008 г.

Активная геолого-разведочная деятельность в период существования Советского союза во многом предопределила те успехи, которых Азербайджан добился в первые десятилетия своей независимости. Основные объекты углеводородной энергетики Азербайджана были предварительно разведаны еще в 1950-е гг., среди прочих, и сверхкрупное газоконденсатное месторождение «Шах-Дениз» (1953). У Азербайджана не было проблем с преемственностью кадров-специалистов в нефтяной сфере, и он смог извлечь выгоду из того колоссального опыта, накопленного в отношении нефте- и газоносных регионов Каспийского моря. Примечательно, что в начале XX в. большинство нефтяников были русскими и персами, азербайджанцы составляли лишь одну пятую часть всей рабочей силы. Благодаря начатой в 1920–1930-е гг. «коренизации» азербайджанские нефтяники славились своими профессиональными компетенциями.

В эпоху независимости нефть и газ продолжают играть доминирующую роль в экономической жизни Азербайджана. Нефтяная промышленность составляет 95% экспортной выручки и более половины доходов правительства, от колебаний общемировых котировок нефти зависит благосостояние практически всех слоев населения. В скором времени, однако, роль нефти перейдет к газу, который в 2020-х гг. станет основным экспортным товаром Азербайджана. Нефтяная промышленность этой прикаспийской страны будет оставаться одной из крупнейших в регионе, однако ее удельный вес в экономике страны будет снижаться по мере истощения крупнейших месторождений. В ряде сверхкрупных месторождений, открытых и введенных в эксплуатацию советскими геологами в 1970–1980-е гг., на данный момент применяются технологии вторичного повышения нефтеотдачи и пик добычи на большинстве уже пройден.

Крупнейшим нефтяным месторождением Азербайджана является Азери — Чираг — Гюнешли (АШГ), на долю которого приходится порядка 80% всей нефтедобычи страны (31 млн. тонн из 41–42 млн т). АШГ было обнаружено в 1970-х гг. советскими геологами и находится на расстоянии 120 км на восток от Баку, на глубине 120–170 м. Месторождение разрабатывается на основе заключенного в 1994 г. «Контракта столетия» — соглашения о разделе продукции, которое изначально заключалось между правительством Азербайджана и одиннадцатью иностранными компаниями. На данный момент в разработке АЧГ принимает непосредственное участие девять компаний: оператор проекта BP (35,8% акций), SOCAR (11,6%), Chevron (11,3%), INPEX (11%), Statoil (8,6%), ExxonMobil (8%), TPAO (6,8%), ITOCHU (4,3%), ONGC Videsh (2,7%).

Разработка Азери — Чираг — Гюнешли способствовала преобразованию энергетической политики Азербайджана и дала толчок к диверсификации маршрутов поставок. На момент ввода АШГ в эксплуатацию в 1997 г. для нефтедобывающих компаний в Азербайджане существовало два экспортных маршрута. Основным являлся нефтепровод Баку — Новороссийск, введенный в эксплуатацию в 1996 г. Вскоре после этого, в 1999 г. был введен в эксплуатацию альтернативный маршрут, не проходящий по территории России, — нефтепровод Баку — Супса. На фоне прироста добычи стало обсуждаться строительство нефтепровода, связывающего нефтедобывающие объекты на каспийском шельфе со средиземноморским побережьем. Нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан, активно лоббируемый Соединенными Штатами (так как он не проходит ни по российской, ни по иранской территории) был построен в 2003–2006 гг. и с тех пор является ключевым вектором азербайджанских нефтяных поставок.

Пик добычи на Азери — Чираг — Гюнешли был пройдён в 2014–2015 гг. Хотя акционеры проекта намеревались стабилизировать добычу в 2015–2020 гг. на уровне 33–34 млн т нефти в год, более реалистичным является уровень в 30–31 млн т. Нефтяные компании активно разрабатывают ранее неосвоенные части АШГ — в 2014 г. был запущен последний проект, платформа Западный Чираг. Также ведется деятельность по разработке залежей за пределами территории Азери — Чираг — Гюнешли. Например, SOCAR уже не одно десятилетие ведет добычу на мелководном участке Гюнешли, не вошедшем в «контракт века». Так как Баку заинтересован в том, чтобы добыча углеводородов осуществлялась как можно дольше, уже обсуждаются возможности продления соглашения о разделе продукции, сроки которого заканчиваются в 2024 г. до 2050 г.

 

Таблица 1. Месторождения азербайджанского сектора Каспийского моря.

Название месторождения	Год открытия	Запасы нефти (млн тонн)	Запасы газа	Начало добычи	Тип	Владелец
Азери — Чираг — Гюнешли	1979–1987	930	600	1997	Шельф	BP, SOCAR, Chevron, INPEX, Statoil, ExxonMobil, TPAO, ITOCHU, ONGC Videsh
Мелководный Гюнешли	1979	175	100	1987	Шельф	100% SOCAR
Апшерон	2001	-	350	2021	Шельф	Total 40%, SOCAR 40%, ENGIE 20%
Шах-Дениз	1954/1999	-	1200	2006	Шельф	BP, TPAO, SOCAR, Petroliam Nasional Berhad, NIOC (10%), «ЛУКОЙЛ» (10%)
Зафар — Машал	1961/2004	Не обнаружено[2]	Не обнаружено	-	Шельф	SOCAR, Statoil
Алов — Араз — Шарг	1985-1987	300	395	-	Шельф	Территория оспаривается (Иран — Азербайджан), разработка не ведется
Ялама	1997	Не обнаружено[3]	Не обнаружено	-	Шельф	100% SOCAR
Инам	1953	200	н/д	-	Шельф	SOCAR 50%, BP 25%, KNOC 8%, Royal Dutch Shell 5% и др.
Булла-Дениз	1975	-	17	1976	Шельф	100% SOCAR
Ашрафи	1999	50	-	-	Шельф	100% SOCAR
Карабах	1965/2000	100	-	-	Шельф	100% SOCAR
Умид	1953/2010	-	192	2012	Шельф	100% SOCAR
Бабек	2004	-	400	-	Шельф	100% SOCAR

 

 Пострадает от снижения объемов добычи нефти и инфраструктура, используемая для экспорта азербайджанских углеводородов за рубеж. Нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан (БТД), отправной точкой которого является терминал Сангачал в Баку, заполняется на 80% азербайджанской нефтью и заполняется лишь на 50% от совокупной пропускной способности в 1,2 млн баррелей в день. Такой показатель, особенно на фоне решения ведущих игроков нефтяного рынка в Каспийском регионе пользоваться услугами КТК, будет снижаться в дальнесрочной перспективе. Представима ситуация, когда излишние объемы нефти Казахстана, добытой на месторождении Кашаган в результате ввода дополнительных очередей добычи, будут транспортировать по нефтепроводу БТД, тем не менее преобладающее большинство объемов будет поступать в Новороссийск.

Хотя Азербайджана издавна ассоциировался с добычей нефти, газ будет играть все большую роль в энергетическом комплексе страны. Добыча товарного газа в Азербайджане в период 2006–2016 гг. утроилась с 6 млрд куб м до 19 млрд куб м, и были запущены первые маршруты поставок природного газа за рубеж. Совокупные объемы добычи газа в 2013–2016 гг. колеблются в интервале 29–30 млрд куб. м, так как порядка 10 млрд куб. м попутного газа закачиваются обратно в нефтеносные пласты для повышения нефтеотдачи. Блок месторождений Азери — Чираг — Гюнешли, в рамках которого добывается как попутный, так и природный газ, традиционно был основой газодобычи до ввода в строй Шах-Дениз в 2007 г. Шах-Дениз является весьма дорогостоящим проектом — 28 млрд. долл. однако, с точки зрения официального Баку, он стоит того.

Газовый сектор Азербайджана на данный момент находится в переходном состоянии — ожидается выход на новый качественный уровень. Амбивалентность весьма отчетливо отслеживается на примере поставок азербайджанского газа в Россию. За последние пять лет экспорт газа из Азербайджана в Россию по газопроводу Баку-Махачкала упал с 1,5 млрд куб. м в год до нуля в 2015 г. Более того, Азербайджан выказывает заинтересованность в поставках газа из России для покрытия внутренних нужд страны. В этой связи «Газпром» заключил соглашение с государственной SOCAR о поставках вплоть до 2 млрд куб. м в год, что, вкупе с недавно заключенным контрактом на поставку 2 млрд куб. м для нужд «Азербайджанской метаноловой компании» (AzMeCo), свидетельствует о значительном текущем дефиците газа. До этого, начиная с 2006 г., Азербайджан не импортировал газ из России

Свои надежды Баку связывает со второй фазой разработки месторождения «Шах-Дениз» (также упоминается как «Шах-Дениз 2»), находящегося на континентальном шельфе Каспийского моря в 70 км от Баку. Это газоконденсатное месторождение с извлекаемыми запасами в 1,2 трлн куб. м разрабатывается с 2006 г. и добыча на нем в 2015 г. в рамках первой фазы освоения достигла пиковой уровня в 10 млрд куб. м. Новый виток развития, упоминаемый как «Шах-Дениз 2», увеличит добычу на месторождении до 26 млрд куб. м. Основную часть прироста — 10 млрд куб. м — акционеры проекта намереваются поставлять в Европу. Шесть млрд куб. м Азербайджан обязался поставлять в Турцию в рамках существующего двустороннего контракта. Так как турецкая часть газопровода TANAP будет, согласно планам, достроена в 2018 г., Турция станет получать газ первой, в то время как добываемый на «Шах-Денизе 2» газ станет поступать к европейским потребителям немногим позже, предположительно в 2020 г.

Контрактные поставки азербайджанского газа в Турцию начались в 2007 г., после того как был введен в строй нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан (контракт о поставках был заключен четырьмя годами ранее). Азербайджанская сторона обязалась поставлять 6,6 млрд куб. м газа в год. В течение первых лет поставок наблюдалась недопоставка голубого топлива, отчасти из-за инфраструктурных проблем в восточной части Турции. После 2018 г. энергетическая связка Баку — Анкара получит ожидаемое скрепление. Турецкие компании активно привлекаются к разработке азербайджанских месторождений, национальная нефтяная компания Турции TPAO принимает участие в четырех проектах, инвестировав в Азербайджан более 10 млрд долл. Следует отметить, что акционерная структура «Шах-Дениз» не является постоянной, из проекта в 2014 г. полностью вышла норвежская Statoil, продав Petronas, BP и SOCAR свои акции, составлявшие 25,5% общего долевого капитала. На данный момент акционерами «Шах-Дениз» являются: BP (28,8%), TPAO (19%), SOCAR (16,7%), Petronas (15,5%), NIOC и ЛУКОЙЛ (по 10%).

Азербайджан, помимо «Шах-Дениз», обладает и рядом других газовых проектов, находящихся на различных стадиях готовности и коммерческой рентабельности (см. График 1). Несмотря на наличие наиболее крупных открытий в регионе Каспийского моря, Азербайджан также обладает наибольшим количеством неуспешных скважин, оказавшихся коммерчески нерентабельными. Структура «Ялама», в разработке которой непосредственно принимал участие ЛУКОЙЛ, сулила акционерам до 120 млн тонн и 50 млрд куб. м, однако после двух попыток бурения в 2005 и 2009 гг. оказалась непродуктивной. Сложная геология месторождения также является проблемой. Например, на месторождении «Умид» через два года после начала добычи ее уровень стал падать ввиду серьезных изменений в давлении пласта. Данное явление может быть причиной недостаточной достоверности показателей начальных запасов углеводородов в продуктивных пластах или неучтенных геологических факторов.

Поведение зарубежных «мейджоров» в отношении проектов на каспийском шельфе Азербайджана является вполне четким показателем перспективности той или иной структуры. Например, практически все структуры севернее Азери — Чираг — Гюнешли, находящиеся ближе к российской границе, — Ялама, Карабах, Ашрафи — изначально разрабатывались в рамках международных консорциумов, акционерами которых были BP, ЛУКОЙЛ, Agip, ITOCHU, Unocal и др. Однако все «мейджоры» покинули эти проекты, и на данный момент все права на эти объекты принадлежат SOCAR. Аналогичная ситуация наблюдается и в отношении месторождении ближе к азербайджанско-иранской границе — блоки Курдаши, Ланкаран, Нахчыван, разработку которых сочла неперспективной даже азербайджанская SOCAR.

Несмотря на ряд неудачных бурений, имеются и успешные проекты. Глубоководное месторождение «Апшерон» (глубина воды 500-600 м, глубина залегания продуктивных пластов 6500–6700 м) расположено посередине между «Шах-Дениз» и АШГ и обещает стать одним из основных центров газодобычи всего Каспийского моря. Хотя Апшерон и не обладает такими масштабными запасами газа, как «Шах-Дениз», оно станет надежным подспорьем для развития азербайджанской энергетики. Запуск месторождения, оператором которого является французский Total, намечен на 2021 г. и уже к 2024–2025 гг. добыча в рамках первой фазы разработки достигнет проектного пика –—5 млрд куб. м в год. Мощный толчок развития газовой отрасли Азербайджана может дать и урегулирование территориальных споров с другими прикаспийскими государствами — по месторождению «Сердар-Кяпаз» с Туркменистаном и «Алов-Араз-Шарг» с Ираном.

Европейская комиссия после вступления в силу Третьего энергетического пакета целенаправленно преследует цель минимизировать зависимость от российских источников энергии и диверсифицировать маршруты поставок и видит в Азербайджане одного из ключевых партнеров в этом направлении. В долгосрочной перспективе ЕС хочет получать 80-100 млрд куб. м газа по Южному газовому коридору, однако вероятность выполнения данной цели минимальна. Азербайджан больше чем 10–15 млрд куб. м поставлять в страны Европы не сможет ввиду естественных ограничений по добыче. К тому же продажа газа в Европе сулит Баку меньшую прибыль, нежели продажа нефти, так как грядущая «газовая война» в Европе, т.е. конкуренция между российским газом и газом, поставляемым из Катара или СПГ США, будет оказывать понижательное давление на цены в течение ближайших десятилетий. Отказ от привязок к нефтяным котировкам в рамках ценообразования природного газа будет также способствовать сокращению маржи производителя.

Азербайджан, принимая во внимание сложные геополитическое положение в Закавказском регионе и стремление прикаспийских стран к взаимовыгодному сотрудничеству, активно участвует в обменных операциях с соседними государствами. Азербайджан поставляет Ирану ежегодно 300–400 млн куб. м газа взамен на обеспечение голубым топливом анклавного Нахичеванского региона. Чтобы поставлять газ в Нахичеванский регион, Азербайджану следовало бы проложить газопровод по территории Армении, что, принимая во внимание периодически возобновляющийся конфликт в Нагорном Карабахе, по сути, нереализуемо. Также существует механизм обменов с «Газпромом». «Газпром» в течение летнего периода поставляет газ, чтобы Баку затем во время зимнего периода компенсировал эти объемы, таким образом облегчив задачу российскому концерну, которому не придется транспортировать газ для кавказских республик через всю территорию России.

Как уже упоминалось, климатические условия Каспийского моря непредсказуемы и изменчивы, что требует от нефте- и газодобывающих компаний особой осторожности в ходе освоения континентального шельфа. Разработку проектов в азербайджанской части Каспийского моря зачастую приходится прерывать из-за техногенных инцидентов. В декабре 2015 г. добыча на морской платформе «Гюнешли» была приостановлена после того, как в ходе привычного для прикаспийской зимы шторма оборвался газопровод. Это привело к крупному пожару на платформе, унесшему жизни 30 нефтяников. В сентябре 2016 г. ситуация повторилась, однако тогда возникший из-за выброса газа пожар удалось потушить без каких-либо последствий. Трагические инциденты в Каспийском море происходят не только на платформах SOCAR, аналогичные трагедии имели место в советское время. Тем не менее меры, предпринимаемые компаниями на шельфе Азербайджана, все еще недостаточны для обеспечения безопасности нефтяников.

Нефтяная эпоха Азербайджана еще далека от завершения, однако начало ее конца уже состоялось. Баку, однако, сможет плавно переориентироваться на газ и стать одним из основных акторов диверсификационной инициативы Европейского союза. Возможно, каспийский шельф Азербайджана не содержит столько природного газа, чтобы удовлетворить нужды страны на «целый век», как это заявлял министр энергетики Натиг Алиев. Однако его будет достаточно для сохранения за Баку ведущей роли в Каспийском регионе. Обладая необходимой нефтегазовой инфраструктурой и весьма удачным географическим положением, находясь на середине пути от Каспийского моря к Черному, Азербайджан не будет терять свои позиции в XXI в.

 

1. Anan Y., Kunito T., Ikemoto T. et al. Elevated Concentrations of Trace Elements in Caspian Seals (Phoca Caspica) Found Stranded During the Mass Mortality Events in 2000. Arch. Environ. Contam. Toxicol. 2002, Volume 42.

2. После бурения разведочной скважины в 2004г., оператор проекта ExxonMobil заявил об открытии «коммерчески нерентабельных» запасов на месторождении, хотя изначальные азербайджанские прогнозы говорили о 300 млрд. м3 природного газа и 140 млн. тонн нефти. После почти 10-летнего простоя в 2013г. Statoil заинтересовалась разработкой месторождения, договорившись с SOCAR о совместной разработке Зафар-Машал.

3. ЛУКОЙЛ, оператор и основной акционер проекта Ялама (Блок D222) согласно Соглашению о разделе продукции 1997 г.

 

Источник: russiancouncil.ru

Нашли ошибку в тексте - выделите и нажмите ctrl enter