В нефтегазовой промышленности Азербайджана

Азербайджан расположен в восточной части Закавказья на юго-западном побережье Каспийского моря. Площадь страны – 86,6 тыс. кв. км, население – 86,8 млн, ВВП (2008 г.) – 46,3 млрд долл. Темпы развития экономики Азербайджана являются достаточно высокими благодаря наличию природных запасов углеводородов, а также выгодному географическому положению страны, что оказывает позитивное воздействие на приток иностранных инвестиций. Основой экономики Азербайджана являются нефтегазовый и промышленный секторы.

По данным «BP», в стране доказанные запасы нефти составляют 1,0 млрд т (0,6 % мировых запасов), газа – 1,2 трлн куб. м (0,6 % мировых запасов).

В настоящее время основным экспортным ресурсом природного газа является газоконденсатное месторождение Шах-Дениз, запасы которого имеют различные оценки. Так, по данным справочника «Деловой Азербайджан», они составляют 625 млн т природного газа и 101 млн т газового конденсата. Государственная нефтяная компания Азербайджана Socar приводит данные в 2 трлн куб. м газа, при этом указывает, что возможные запасы газа составляют 5 трлн Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз был подписан в 1996 г. Участниками проекта являются (доля в акционерном капитале, %): «BP» (технический оператор) – 25,5, Statoil (коммерческий оператор) – 25,5, Socar – 10, LUKoil – 10, NICO – 10, TotalFinaElf – 10 и «TPAO» – 9. Проект развития месторождения разделен на три стадии. На первой стадии планируется произвести 178 млрд куб. м природного газа и 34 млн т газового конденсата, при этом максимальная добыча может составить 8,4 млрд куб. м газа и 2 млн т газового конденсата в год. В рамках первой стадии проекта были заключены договоры на поставку газа в Турцию (6,3 млрд куб. м газа в год), Азербайджан (до 2006 г. – 1,5 млрд, в 2006–2008 гг. – 4,5 млрд) и Грузию (0,8 млрд).

Начало второй стадии разработки месторождения первоначально было намечено на 2012 г., однако оператор проекта компания «BP» предполагает перенести этот срок на 2013–2014 гг. На втором этапе освоения Шах-Дениза производство газа может быть увеличено до 16–20 млрд куб. м в год, а к 2020 г., согласно планам государственной нефтяной компании Socar, данный показатель может вырасти до 30 млрд По данным германского агентства по торговле и инвестициям Gtai, для реализации второго этапа реализации данного проекта может потребоваться 16–20 млрд долл.

В 2007–2008 гг. в Азербайджане добыча природного газа выросла примерно в два раза – до 14,7 млрд куб. м вследствие ввода в эксплуатацию новых добывающих платформ на месторождении Шах-Дениз.

Экспорт газа осуществляется в основном по газопроводу Баку – Тбилиси – Эрзерум (введен в эксплуатацию в 2007 г.). В настоящее время рассматривается вопрос о дальнейших перспективах вывоза азербайджанского газа. Ряд специалистов полагают, что в ближайшие годы страна может стать основным поставщиком cырья для газопровода Nubucco, предусматривающего транспортировку газа по «БТЭ» и далее через территорию Турции, затем из Греции в Италию (газопровод Poseidon) и другие европейские страны.

Строительство Nubucco стоимостью 7,9 млрд евро и мощностью 31–32 млрд куб. м газа в год намечено на 2011 г., ввод в эксплуатацию – на 2014 г. Участниками проекта являются такие компании, как: австрийская OMV, венгерская MOL, болгарская Bulgargaz, румынская Transgaz, турецкая Botas и германская RWE, каждая из которых обладает в акционерном капитале равными долями – по 16,67 %. Предполагается, что 70 % капиталовложений, необходимых для постройки Nubucco, будет привлечено в виде кредитов, а 3% финансовых средств внесут указанные акционеры Nubucco Gas Pipeline International.

C 2014 г. Азербайджан предполагает ежегодно выделять по 8 млрд куб. м газа для поставок по Nubucco, однако одна Италия рассчитывает на ежегодное потребление 7 млрд куб. м данного энергоносителя, поступающего по этому газопроводу, поэтому для рентабельного функционирования Nubucco будет необходимо обеспечить поставки сырья из других стран региона (например, Ирака или Ирана). Кроме того, некоторые аналитики считают, что к данному проекту может подключиться и Туркмения, поскольку до начала 2009 г. Россия импортировала практически весь туркменский газ, однако в текущем году его поставки были приостановлены сначала по техническим причинам (ремонт газопровода Средняя Азия – Центр – САЦ), а затем из-за возникших разногласий (в настоящее время «Газпром» предлагает внести в условия долгосрочного контракта изменения, касающиеся стоимости и объема импорта данного энергоносителя). В связи с этим правительство Туркмении приняло решение рассмотреть возможность диверсификации экспорта газа в Европу и Китай. Однако, согласно данным информационного агентства «Прайм – ТАСС», в октябре 2009 г. подтвердились предположения экспертов о том, что Туркмения «вводила в заблуждение» иностранных аудиторов, заявляя о значительных запасах газа в стране. Выяснилось, что данные о запасах месторождения газа Южный Иолотань – Осман, открытого в 2007 г. на юго-востоке страны, могут быть завышены в два-три раза. Ошибки в геологоразведочных данных стали причиной увольнения министра нефтегазовой промышленности Туркмении А. Дерьяева и других руководителей отрасли. По мнению экспертов, данная ситуация может оказать негативное влияние на репутацию Туркмении, претендующей на роль мирового лидера на рынке газа, и увеличивает риски инвесторов в намеченных проектах, в том числе и газотранспортных (в частности, в проекте Nubucco). Первоначально запасы газа этого месторождения были оценены в 7 трлн куб. м, а позднее британская компания Gaffney, Cline and Associates провела независимый аудит и закрепила за ним статус «супергигантского». Следует отметить, что до 2007 г. доказанные запасы природного газа в Туркмении не превышали 3 трлн куб. м.

Несколько западных газовых компаний приняли решение об участии в тендере на разработку месторождения Южный Иолотань – Осман. В соответствии с законодательством страны, обязательным условием участия в подобных тендерах является покупка технической документации месторождения стоимостью более 100 тыс. долл., поэтому некоторые из этих фирм решили перепроверить достоверность информации о запасах газа, после чего направили правительству Туркмении запросы о подтверждении данных аудита. Аналитик ИК «Тройка диалог» В. Нестеров, считает, что международные аудиторы и ранее полагали, что запасы газа на указанном месторождении не превышают 2 трлн куб. м.

По данным BP, в 2008 г. доказанные запасы газа в Туркмении составили 7,94 трлн куб. м, что является четвертым показателем в мире после России, Ирана и Катара.

В конце 2008 г. правительство Азербайджана рассмотрело возможность экспорта газа с месторождения Шах-Дениз через территорию России. В начале 2009 г. представители Socar, «Азеригаз» и BP – Azerbaijan провели осмотр участка газопровода Газимагомед – Ширвановка (до границы с Россией), переходов через автодороги, реки Вель-Вельчай и Гиль-Гильчай, а также открытых надземные участков газопровода, проходящих по горным территориям. В октябре 2009 г. ОАО «Газпром» и Socar подписали соглашение о поставках азербайджанского природного газа. По данным председателя правления «Газпрома» А. Миллера, российский газовый концерн включен в список потенциальных покупателей газа второй очереди месторождения Шах-Дениз, при этом российская компания имеет ряд преимуществ перед конкурентами. Таким образом, с 1 января 2010 г. Россия намерена закупать азербайджанский газ в объеме 500 млн куб. м ежегодно по цене, рассчитанной по формуле. В дальнейшем предусматривается увеличение объема поставок.

Азербайджанский газ транспортируется также в Иран по газопроводу Гази – Магомед – Астара (Азербайджан) – Бинд – Биан (Иран) протяженностью 1474,5 км и мощностью 10 млрд куб. в год, однако это не является экспортом, так как Иран по схеме своп поставляет газ в Нахичеваньскую автономную республику Азербайджана в объеме примерно 350 млн куб. м газа в год.

С целью обеспечения стабильности поставок газа в Азербайджане построены два ПХГ вблизи Карадага и Калмаза, созданных на базе одноименных месторождений и имеющих объем 2,5 и 1,1 млрд куб. м соответственно. В 2009 г. ведутся работы по расширению до 3,0 млрд куб. м мощности ПХГ в Карадаге, а также рассматривается вопрос о строительстве новых хранилищ газа с тем, чтобы к 2010 г. их суммарная вместимость достигла 5 млрд куб. м.

В Азербайджане имеется ряд перспективных месторождений углеводородов (Умид, Бабек, Нахичевань, Апшерон, Зафар-Машал, Инам), где в 2008–2015 гг. намечено пробурить 19 разведочных скважин. Согласно прогнозным оценкам, данные структуры могут содержать 1,4 трлн куб. м газа и 196 млн т газового конденсата и около 100 млн т нефти. Стоимость геологоразведочных работ составляет примерно 2,7 млн долл.

В стране основная добыча нефти ведется Азербайджанской международной операционной компанией («АМОК») на блоке месторождений Азери – Чираг – Гюшенли (АЧГ). Участниками «АМОК» являются (доля в уставном капитале, %): «BP» (оператор) – 34,1367, Chevron – 10,2814, Exxon Mobil – 8,0006, Devon Energy – 5,6262, Amerada Hess – 2,7, Socar – 10,0, Inpex – 10,0, I Oil – 3,2905, Statoil – 8,5633, «TPAO» – 6,75.

Добыча нефти на блоке АЧГ производится с использованием 5 платформ, однако в настоящее время эксплуатируются только 4 из них: «Чираг», «Западный Азери», «Восточный Азери» и «Глубоководный Гюнешли». На 5-й платформе «Центральный Азери» работы приостановлены из-за утечки газа. В 2009 г. в секторе Чираг компании «BP» и KBR (США) приступили к строительству 6-й нефтедобывающей платформы. В 2008 г. на блоке АЧГ было произведено 35 млн т нефти. Также в указанном году примерно 7,2 млн т данного энергоносителя было добыто Socar на 57 месторождениях, разрабатываемых данной государственной компанией, и еще около 1,3 млн т – другими нефтяными фирмами. Кроме этого, на месторождении Шах-Дениз было произведено 2,5 млн т газового конденсата. Таким образом, в 2008 г. в Азербайджане добыча нефти, по данным Национального центра исследования нефти, составила 46 млн т (по данным ОПЕК – 48 млн, оценке Socar – 50 млн).

Согласно данным «BP», этот показатель составил 44,7 млн т.

Вывоз нефти из Азербайджана осуществляется в основном по нефтепроводу Баку – Тбилиси – Джейхан («ВТС») мощностью 50 млн т в год. Протяженность данной транспортной системы составляет 1767 км. Из них по территории Азербайджана проходит 443 км данной транспортной системы, Грузии – 248 км, Турции – 1076 км. Акционерами «BTC» являются (доля в уставном капитале, %): «BP» – 30,1, AzBTC – 25,0, Chevron – 8,9, StatoilHydro – 8,71, «TPAO» – 6,53, ENI – 5,0, Total – 5,0, Itochu – 3,4, INPEX – 2,5, ConocoPhillips – 2,5 и Hess – 2,36.

В 2006–2008 гг. по «ВТС» было перекачано 70 млн т нефти, а в первом полугодии 2009 г. – 18 млн т (в том числе из Казахстана). В текущем году по данному нефтепроводу предполагается реэкспортировать 5 млн т казахской нефти. Следует отметить, что с Казахстаном заключено соглашение о транспортировке 25 млн т нефти с месторождения Тенгиз.

В марте 2009 г. завершились работы по увеличению пропускной способности BTC до 1,2 млн бар. нефти в сутки за счет применения химических реагентов, снижающих трение (использование подобных химических веществ может позволить увеличить мощность данного нефтепровода примерно на 20 %).

При эксплуатации ВТС были установлены факты диверсий и незаконного отбора нефти, поэтому в 2008 г. правительство Турции приняло решение о выделении 5,5 млн долл. для усиления его охраны.

Часть азербайджанской нефти поступает в Россию по нефтепроводу Баку – Новороссийск, восстановленному в 1997 г. в рамках реализации проекта АЧГ. Первоначально оператором данного нефтепровода являлась «АМОК», однако с вводом в эксплуатацию «ВТС», она отказалась от прокачки нефти в РФ и с 1 февраля 2008 г. эти функции перешли к Socar. В 2007 г. из Баку в Новороссийск поступило 2,228 млн т нефти, в 2008 г. – около 1,3 млн, а в 2009 г. данный показатель может составить 2,5 млн. В российском порту легкая азербайджанская нефть смешивается с более тяжелой российской и казахской нефтью и реализуется на мировом рынке под маркой Urals. В 2008 г. между Socar и «Транснефтью» была достигнута договоренность о сохранении качества поставляемого сырья (марки Azeri Light) при условии транспортировки по данному нефтепроводу не менее 5 млн т нефти в год, поскольку только в этом случае может быть достигнут необходимый уровень рентабельности при ее раздельном хранении и перевалке. В краткосрочной перспективе по данному нефтепроводу компания Socar может отгружать не более 2 млн т нефти в год, поэтому для достижения требуемого объема в 5 млн т в год азербайджанская сторона предполагает согласовать с «АМОК» вопрос о дополнительной поставке 3 млн т данного энергоносителя с блока АЧГ. Во второй половине 2008 г. тариф на транспортировку нефти по этому нефтепроводу составил 15,67 долл./т.

По нефтепроводу Баку – Супса (введен в эксплуатацию в 1999 г., мощность – 10 млн т нефти в год) транспортируется примерно 145 тыс. бар. нефти в сутки, однако в настоящее время имеются планы по увеличению данного показателя до 200 тыс., а также продолжению маршрута транзита нефти в Европу через Черное море на Украину, затем по нефтепроводу Одесса – Броды (в аверсном режиме) в Польшу (Плоцк – Гданьск). По мнению ряда западных специалистов, для обеспечения рентабельности проекта необходимо решить вопрос о присоединении к нему других добывающих стран, в первую очередь Казахстана и Туркмении.

Трудности в использовании нефтепровода Баку – Супса заключаются в высокой стоимости доставки нефти с месторождения Чираг до терминала в Баку и отсутствии договоренностей с Казахстаном о тарифах на транспортировку данного сырья. В настоящее время решение указанных вопросов возложено на «АМОК».

Незначительная доля азербайджанской нефти (ввиду высоких издержек) экспортируется по маршруту Баку – Батуми с использованием железнодорожного транспорта.

По данным АОЗТ «Бакинская межбанковская валютная биржа», в январе-сентябре 2009 г. Socar экспортировала по БТД 18,2 млн т нефти, в северном направлении по маршруту Баку – Новороссийск – 1,9 млн, по нефтепроводу Баку – Супса – 2,1 млн, а по железной дороге Баку – Батуми поставки не осуществлялись.

В 2013 г. «АМОК» планирует начать добычу нефти на границе месторождений Чираг и Гюшешли в рамках проекта Чираг – Балаханы. Указанный проект стоимостью не менее 10 млрд долл. предусматривает монтаж добывающей платформы, с которой планируется пробурить 45 скважин, из них 28 – операционных и 17 нагнетательных. Их суточный дебит может составить 185 тыс. бар. нефти и 65 тыс. куб. ф. попутного газа.

По оценке российских специалистов, в Азербайджане пик нефтедобычи (в 60 – 65 млн т в год) будет достигнут в 2009–2017 гг. К 2016 г. производство газа в стране может вырасти до 25–26 млрд куб. м благодаря расширению его производства на месторождениях компании Socar, а также Шах-Дениз и АЧГ.

В 2008 г. в cтране была создана комиссия по передаче в собственность государства активов, накопленных в процессе реализации проекта АЧГ, поскольку наступил период «нулевого» баланса, т. е. когда инвестиции иностранных подрядчиков являются возмещенными. Уже со II квартала 2008 г. примерно 80 % доходов от экспорта нефти стали поступать в государственный бюджет, а 20 % – остались у консорциума подрядчиков («АМОК»).

В стране нефтепродукты производятся на двух бакинских НПЗ суммарной мощностью 20–22 млн т нефти. Государственная компания Socar планирует развивать нефтепереработку не только в Азербайджане, но и за рубежом. В настоящее время рассматривается ряд проектов по строительству в Турции двух НПЗ суммарной мощностью не менее 30 млн т нефти в год (в том числе на базе нефтехимического комплекса Pektin, контрольным пакетом акций которого владеет Socar), а также НПЗ в одной из европейских стран.

Для продвижения азербайджанской нефти на мировой рынок в конце 2008 г. была создана компания Socar Traiding SA (дочернее предприятие Socar), которая зарегистрирована в Швейцарии с уставным фондом в 5 млн шв. фр.

Запасы, производство и потребление углеводородных энергоносителей в Азербайджане

	2007 г.	2008 г.	I
Доказанные запасы газа, трлн куб. м	1,16	1,20	0,6
Добыча газа, млрд куб. м	9,8	14,7	50,0
Потребление газа, млрд куб. м	8,0	9,3	16,0
Доказанные запасы нефти, трлн т	1,0	1,0	0
Добыча нефти, млн т	42,8	44,7	4,2
Потребление нефти, млн т	4,5	3,3	-25,9

Примечание. I – темпы прироста в 2007–2008 гг., %.

Данный обзор опубликован в газете «Бюллетень иностранной коммерческой информации» (БИКИ).
Справочный телефон редакции БИКИ: (9499) 143-04-58, факс: (499) 147-43-00.
E-mail: tarasovabiki@yandex.ru

---