Analitika.at.ua. Запасы

Доказанные запасы (prooved reserves) сырой нефти Азербайджанской Республики (АР) не изменялись с 2002г. и на сегодняшний день составляют 7 млрд. баррелей. Львиная доля доказанных запасов приходится на прибрежные нефтяные месторождения Каспия, самым богатым из которых является месторождение «Азери-Чираг-Гюнешли» (АЧГ). На его территории – в границах, определенных по подписанному в 1994г. соглашению на период эксплуатации до 2024г., – извлекаемые запасы (recoverable reserves) нефти оцениваются в 5.4 млрд. баррелей, т.е. 77% от всех доказанных запасов АР. По положению на конец 2009г. здесь уже было добыто 1.4 млрд. баррелей (26% извлекаемых запасов месторождение АЧГ). Согласно профессиональным оценкам, запасы АЧГ для промышленно значимого использования исчерпаются к 2018-2020гг.

Потребление

Потребление сырой нефти в АР за период 1998-2011гг. не превышало отметку в 125 тыс. баррелей в день. В 2001-2011гг. этот показатель снижается в среднем до 85 тыс. б/д, что отражает проводимую политику по максимально возможному сокращению внутреннего потребления сырой нефти и направлению ее на экспорт. В 2011г. потребление сырой нефти составило в среднем 74 тыс. б/д. По прогнозам специалистов, в ближайшие 2-3 года этот показатель останется неизменным.

Переработка

По состоянию на январь 2012г. номинальная производительность двух действующих нефтеперерабатывающих заводов Азербайджана составляет около 400 тыс. б/д (нефтеперерабатывающие заводы «Бакинский» – мощностью 239 тыс. б/д и «Новобакинский» – мощностью 160 тыс. б/д). Несмотря на существенную недозагруженность производственных мощностей, оба завода нуждаются в модернизации. Необходимые инвестиции оцениваются в $600-700 млн.

Экспорт

В 2010г. экспорт сырой нефти из АР составил в среднем 777 тыс. б/д, что почти на 8% меньше показателя 2009г. Около 95% экспорта добытой в АР нефти осуществляется тремя основными нефтепроводами.

80% экспорта осуществляется по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД), который, в свою очередь, прокачивает в основном нефть, добытую на АЧГ. В 2008г. по БТД перекачивалась также добытая на Тенгизском месторождении казахская нефть, которая на танкерах доставлялась к побережью АР – на Сангачалский терминал. С июля 2010г. по этому нефтепроводу транспортировалась также туркменская нефть. Нефтепровод БТД эксплуатируется консорциумом, управляемым британской компанией BP. Оператором турецкой части является компания BOTAS International. С июля 2006г. по БТД началась прокачка «большой нефти», добытой в АЧГ. Номинальная (проектная) пропускная способность БТД составляет 1.0 млн. б/д (согласно данным BP, в отдельные периоды этот показатель может быть увеличен до 1.2 млн. б/д). В действительности же БТД работал на значительно более низком уровне своих проектных возможностей. Так, в 2008г. среднегодовая прокачка по БТД составила 0.653 млн. б/д. В 2011г. по этому нефтепроводу было транспортировано около 32.2 млн. т нефти, что на 13% меньше показателя 2010г. Согласно данным компании BP, с июля 2006г. на конец 2011г. по БТД было прокачано 1.13 млрд. баррелей, что составляет всего 56% проектного уровня загрузки за этот период времени.

С целью повышения эффективности работы БТД и улучшению финансовых показателей всего проекта БДТ путем его дозагрузки в июле 2010г. Азербайджан и Туркменистан подписали соглашение о транспортировке туркменской нефти по этому нефтепроводу. По состоянию на 1 февраля 2012г. по БТД было прокачано около 4.4 млн. тонн туркменской нефти, из которых около 2 млн. – в 2011г. В марте 2011г. было заявлено, что турецкий оператор БТД BOTAS International с начала эксплуатации нефтепровода зафиксировал потери в размере $31 млн. из-за недозагрузки БТД. Ожидается, что по завершении деятельности программы (2045г.) потери только этой компании составят около $2 млрд.

Следующий экспортный нефтепровод – Баку-Новороссийск, с номинальной пропускной способностью 100 тыс. б/д. В 2010г. экспорт по этому нефтепроводу составлял 45.5 тыс., а в 2008г. – около 29.0 тыс. б/д. В 2011г. по этому нефтепроводу было прокачано около 2 млн. т нефти, что на 11,3% меньше показателя 2010г. Напомним, что по подписанному еще в 1996г. российско-азербайджанскому соглашению предусматривалось, что по нефтепроводу Баку-Новороссийск должно транспортироваться 5 млн. т нефти в год по транзитному тарифу $15.67 за тонну. Во второй половине 2011г. был зафиксирован спор между компаниями SOCAR и Транснефть вокруг транспортных тарифов и объемов транспортируемой нефти. Российская сторона, в частности, требовала либо увеличить загрузку нефтепровода, либо пересмотреть квоты (предоставить ежегодные квоты на недополученные 3 млн. т нефти российской компании «ЛУКОЙЛ»).

Третий экспортный нефтепровод – Баку-Супса – с номинальной пропускной способностью 145 тыс. б/д (или около 7 млн. т в год). Нефтепровод не действовал с октября 2006г. по ноябрь 2008г. В 2008г. прокачка нефти по нему составила всего 13 тыс. б/д, а в январе-августе 2009г. – 55 тыс. б/д. Прокачка в 2011г. составила около 2.65 млн. т нефти, что на 187 тыс. т меньше показателя 2010г.

Около 5% объемов экспортируемой из АР нефти выпадает на долю железной дороги и автотранспорта.

Добыча

Кривая добычи сырой нефти в АР за период 1998-2011гг. приводится на Рис. 1. (правая ось, тыс. б/д, по данным). Здесь же показаны оценки добычи на 2012-2013гг. Как видим, на этапе «ранней нефти» месторождения АЧГ (1998-2004гг.) добыча нефти в АР начинает медленно увеличиваться и в 2004г. достигает показателя 315 тыс. б/д. С началом добычи «основной нефти» АЧГ (начало 2005г.) и вводом в эксплуатацию нефтепровода БТД в основном режиме (июль 2006г.) добыча интенсивно растет и в 2010г. достигает среднегодового показателя 1.037 млн. б/д. Причем 80% этого объема (0.830 млн. б/д) приходилось на долю нефти, добытой на месторождении АЧГ. В следующем, 2011г., в Азербайджане был зафиксирован спад добычи нефти. 27-го сентября 2011г. было заявлено3 о пересмотре запланированного на 2011г. показателя добычи (снижен на 100 тыс. б/д). Реальная добыча в 2011г. составил 0.9 млн. б/д. Из этого объема 0.8 – 0.85 млн. б/д составила доля добычи на АЧГ.

Здесь необходимы некоторые пояснения. До сегодняшнего дня нефтедобыча на АЧГ осуществлялась в рамках т.н. «комплексной трехэтапной программы эксплуатации месторождения АЧГ» консорциума AIOC (оператор – компания BP). В рамках ее выполнения в феврале 2005г. была сдана в эксплуатацию интегрированная платформа «Центральный Азери» первого этапа программы («Sentral Azeri», phase 1). В декабре 2005г. и ноябре 2006г. соответственно были сданы две идентичные береговые платформы второго этапа проекта («West Azeri», «East Azeri», phase 2). Наконец, в апреле 2008г. была сдана в эксплуатацию интегрированная береговая платформа третьего этапа «Глубоководная Гюнешли» («DWG», phase 3). Для полноты картины на Рис. 2 показана также установленная в декабре 1997г. береговая платформа «Чираг» (Chirag) этапа «ранней нефти» АЧГ (Early Oil Project, EOP).

На начальном этапе реализации комплексной трехэтапной программы (2005-06гг.) предполагалось, что нефтедобыча месторождения АЧГ достигнет пика в 1.24 млн. б/д уже в 2010г. После чего добыча снизится до среднегодового показателя 0.9 млн. б/д и останется на этом уровне до 2015г. («режим плато». Однако, как было указано выше, в действительности объем всей добытой сырой нефти в АР в 2010г. составил всего 1.037 млн. б/д. А на АЧГ в том же году было добыто всего 0.83 млн. б/д, т.е. на 400 тыс. б/д (или за 3 года на 440 млн. баррелей) меньше, чем планировалось по трехэтапной программе AIOC/BP. Причем в 2011г. показатели нефтедобычи на АЧГ не изменились и даже чуть снизились. Естественно, что такое заметное недовыполнение показателей запланированной добычи (32%) самым отрицательным образом сказалось не только на финансово-экономических показателях трехэтапной программы, но и на показателях проекта нефтепровода БТД (см. выше), составляющих его неотъемлемую, так сказать «транспортную» часть.

Таким образом, вследствие срыва запланированных еще в 2005-06гг. показателей нефтедобычи можно констатировать провал комплексной трехэтапной программы эксплуатации месторождения АЧГ консорциума BP/AIOC.

Проблемы нефтедобычи на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли

Согласно прогнозам Энергетического информационного агентства Департамента энергетики США (DOE EIA, январь 2012г.), долгожданный пиковый уровень добычи сырой нефти в Азербайджане в 1.1-1.2 млн. б/д будет достигнут в 2012г.. Авторы этого прогноза предполагают, что этот показатель сохранится либо слегка снизится в следующем, 2013 году. При всем уважении к указанному источнику, считаем, что такие прогнозы несколько излишне оптимистичны.

И дело тут не только в том, что, даже по данным азербайджанской государственной нефтяной компании SOCAR, пик добычи нефти в Азербайджане на уровне около одного миллиона баррелей в день, по всей вероятности, будет зафиксирован только в 2013г. Дело в том, что, по нашим оценкам, срыв комплексной трехэтапной программы эксплуатации месторождения АЧГ консорциума BP/AIOC и проекта нефтепровода БТД свидетельствует о системных недостатках всего проекта. Немногочисленные источники, обсуждающие круг этих вопросов, в качестве объяснения провала трехэтапной программы обычно приводят три фактора, обусловившие срыв запланированных ранее показателей нефтедобычи:

- грузино-осетинская война августа 2008г. и конфронтация Грузии с РФ, которой предшествовал взрыв отрезка нефтепровода БТД на территории Турции,

- последствия аварии нефтяной платформы компании BP в Мексиканском заливе, в результате чего BP вынуждена была производить более частые инспекционные остановки на своих платформах, размещенных на участке «Азери» берегового месторождения АЧГ,

- серьезная авария нефтяной платформы «Центральный Азери» 17 сентября 2008г. и мероприятия по ликвидации ее последствий.

Однако подробное изучение этих факторов показывает, что ни по отдельности, ни в совокупности они не в состоянии объяснить срыв запланированных показателей объемом в 400 тыс. б/д.

Действительно, даже несколько завышенная оценка урона добычи вследствие первых двух из указанных выше причин составляет всего около 16 млн. баррелей за 22-23 дня, что составляет менее 4% от «недополученного» объема добычи. Разумеется, эти причины никоим образом не могли повлиять на срыв показателей трехэтапной программы эксплуатации АЧГ.

Гораздо более значимым оказался урон от последствий аварии на платформе «Центральный Азери» в сентябре 2008г. Но и в этом случае опять-таки несколько завышенная оценка урона составит порядка 200 тыс. б/д, что способно объяснить не более 50% отклонения от запланированных ранее объемов добычи на АЧГ.

Имеются все основания утверждать, что срыв запланированных объемов нефтедобычи на АЧГ в рамках трехэтапной схемы имел «системный» характер и был обусловлен следующими основными причинами:

1. изначально завышенной оценкой извлекаемых запасов нефти месторождения АЧГ,

2. недостаточным уровнем общих мощностей на АЧГ запланированных в рамках трехэтапной схемы AIOC/BP,

3. недостаточным объемом обратной закачки сопутствующего газа (и воды) в нефтеносные горизонты АЧГ для обеспечения необходимого для запланированной добычи внутреннего давления нефтеносных пластов.

На наш взгляд, особое значение имеет третья из указанных выше причин, к тому же связанная с геоэкономическими и геополитическими реалиями в регионе Южного Кавказа.

Недостаточный объем обратной закачки сопутствующего газа, по всей вероятности, был вызван рядом причин. Во-первых, вполне созвучно положениям «доктрины Алиева», начиная с 2007г. АР инициировала программу использования собственных газовых ресурсов, в том числе – сопутствующего газа, получаемого во время нефтедобычи на АЧГ, как дополнительного и более гибкого рычага воздействия на региональную геополитику. Предполагалось, что азербайджанский (в перспективе – туркменский) газ должен вытеснить поставки в регион российского (и иранского) газа и тем самым ослабить геополитическую роль этих стран в регионе. Предполагалось также, что подобная политика укрепит позиции АР в регионе, наполнит новым содержанием проект «энергетического моста Южного Кавказа» по оси Азербайджан-Грузия-Турция-Израиль, а также приучит Турцию к роли исключительно транзитной (а не «покупающей-продающей») страны в деле поставок азербайджанского газа в ЕС и Ближний Восток. В условиях туманной перспективы реализации второй фазы эксплуатации газоконденсатного месторождения Шах-Дениз и проекта «Набуко» сопутствующий газ из АЧГ рассматривался как наиболее доступный и «готовый к употреблению» инструмент.

Помимо этого, властные и партийные круги США, в том числе Государственный департамент и посольство США в АР, оказывали заметное давление на государственную компанию SOCAR и BP в деле:

гарантированного обеспечения Грузии поставками газа из АР, особенно в зимние периоды 2007-09гг.;

осуществления стратегической программы «отказа» Грузии от российского газа и ориентирования ее в сторону «энергетического моста» Азербайджан-Турция-Израиль и ЕС;

обслуживания и укрепления «новой», стратегической роли Турции в важнейших процессах, протекающих в регионе «Большого Среднего Востока».

В этом контексте сопутствующий газ из АЧГ рассматривался как вполне пригодный инструмент. В результате, компания BP в 2006-2008гг. находилась под постоянным давлением как властей АР и SOCAR, так и властных и партийных кругов США, а также правительства Грузии (и Турции), которые требовали ограничить объемы закачки сопутствующего газа обратно в месторождение и использовать его в первую очередь для поставок Грузии (и Турции), особенно в зимние сезоны 2006-2009гг. Об этом красноречиво свидетельствует переписка между Государственным департаментом США и посольствами США в АР и Грузии, опубликованная известной компанией Wikiliks.

В результате подчинения этому давлению и ограничения объемов закачки производительность нефтяных платформ AIOC/BP, размещенных на участке «Азери» месторождения АЧГ, из-за потери необходимого внутреннего давления заметно уступила запланированным показателям. В частности, добыча платформы «Центральный Азери» начала отставать от запланированных показателей еще с начала 2007г. и задолго до сентябрьской аварии 2008г.

Ради полноты картины необходимо сказать, что в свою очередь компания BP в полной мере использовала сложившуюся ситуацию в своих целях. Так, в рамках т.н. «белой книги BP» от 2006г. она, по сути – ультимативным образом, потребовала от властей АР укрепления своего доминирующего положение в нефтедобывающей сфере республики и продления срока действия «договора века», подписанного еще в 1994г. на выгодных для себя условиях. Помимо этого, она связала свою деятельность по нефтедобыче на АЧГ с возможностью взять под свой контроль эксплуатацию так называемого «глубинного газа» месторождения АЧГ8, а также газоконденсатного месторождения Шах-Дениз.

Парадоксальным образом грузино-российский августовский конфликт 2008г. и сформированная в его результате новая региональная геополитическая ситуация существенно облегчили успешную реализацию этих целей BP в Азербайджане.

Перспективы нефтедобычи месторождения Азери-Чираг-Гюнешли

Продавив (не без сопротивления) принятие всех своих требований со стороны властей АР и в полной мере осознав недостаточность производственных мощностей комплексной трехэтапной программы эксплуатации АЧГ, чтобы спасти сложившуюся ситуацию и добиться наконец давно обещанного показателя нефтедобычи в один и более млн. б/д, компания BP в 2011г. инициировала новую масштабную и дорогостоящую программу 4-го этапа эксплуатации месторождения АЧГ.

Речь идет о «нефтяной программе Чираг» (НПЧ,COP) общей стоимостью $6 млрд. В рамках этой программы предусматривается установка новых береговых платформ на участке «Чираг» месторождения АЧГ. Первую из предусмотренных платформ – «Западный Чираг», планируется установить между платформами «Глубоководная Гюнешли» и «Чираг 1». В настоящее время (начало 2012г.) ведутся работы по монтажу и установке платформы «Западный Чираг». Помимо этого, BP повысила долю своего участия в консорциуме AIOC и способствовала повышению доли государственной компании SOCAR в этом консорциуме.

Несмотря на то, что указанными мероприятиями компания BP подтвердила свою решимость в деле эксплуатации АЧГ, имеются некоторые основания сомневаться в том, что даже с осуществлением программы НПЧ добыча на месторождении АЧГ достигнет показателя в 1 млн. и более б/д. Так, согласно выполненным в последнее время расчетам британского Центра глобальных энергетических исследований (ЦГЭИ)9, реализация НПЧ в основном позволит перераспределить внутреннее давление месторождения АЧГ и продлить график нефтедобычи на уровне до 900 тыс. б/д в режиме плато, но не обеспечить запланированную еще в 2006-2007гг. пиковую добычу в 1.2 млн. б/д.

Реализация НПЧ позволит несколько изменить режимы добычи платформ трех первых этапов АЧГ и продлить суммарную нефтедобычу месторождения АЧГ в режиме плато на уровне около 900 тыс. б/д до 2016г. Однако, согласно оценкам ЦГЭИ, даже реализация программы НПЧ не позволит обеспечить пиковую добычу в один и более млн. б/д.

Завершая наш краткий обзор, считаем необходимым сделать следующие замечания.

Провал трехэтапной программы эксплуатации АЧГ, неэффективное и непрозрачное использование нефтедолларов, «прогибание» под «шантажом» международных нефтегазовых компаний, углубляющееся социальное расслоение и ряд других факторов приводят к ощутимому разочарованию, накапливаемому в азербайджанском обществе, помнящем обещания сплошного благополучия и решения «национальных задач», обещанных «доктриной Алиева» еще в 1994г. Это разочарование может углубиться еще больше, если ожидаемые дивиденды от эксплуатации газоконденсатных месторождений, в первую очередь, II этапа освоения Шах-Денизского месторождения, окажутся неспособными компенсировать неизбежный спад прибыльности нефтяной сферы.

Помимо этого, растущая социальная, религиозная и культурная поляризация азербайджанского общества, подавление общественных и личных свобод, системная дискриминация национальных меньшинств и прав автохтонных народов АР создают в стране взрывоопасную обстановку. Зачаточное состояние демократических институтов, недоразвитость гражданского общества и, по сути, полуфеодальный характер механизмов смены и применения власти не способствуют ее улучшению.

В такой ситуации у правящей элиты Азербайджанской Республики неизбежно растет соблазн разрядить растущее разочарование и отрицательную энергию, перенаправив ее за пределы национальных границ (Арцах, Иран, Северный Кавказ) и/или по другим адресам (национальные и религиозные меньшинства, «алчные империалисты», «коварные армяне», «имперская Россия», всевозможные «внутренние враги» и «национал-предатели» и пр.).

В краткосрочной перспективе (2012-13гг.) ситуация становится еще более тревожной вследствие общей геополитической нестабильности, вызванной рядом близких по времени выборов в ключевых для региона Южного Кавказа стран (США, РФ, Франция и пр.), реалиями так называемой «Арабской весны» и ситуацией вокруг Ирана.

Учитывая доходящий до абсурда военный бюджет Азербайджана, его милитаристскую риторику и повсеместно насаждаемую в республике армянофобию, а также слепое следование АР в фарватере политики Израиля и США в регионе Южного Кавказа, можно утверждать, что исходящая из АР угроза стабильности для всего региона становится прямой, серьезной и непосредственной. Ара Марджанян, Noravank.am