Азербайджан расположен в восточной части Закавказья на юго-западном побережье Каспийского моря. Площадь страны – 86,6 тыс. кв. км, население – более 9,1 млн. человек. В 2000-х годах темпы развития экономики Азербайджана были достаточно высокими благодаря наличию природных запасов углеводородов, а также выгодному географическому положению страны, что оказывало позитивное воздействие на приток иностранных инвестиций. Основой экономики Азербайджана являются нефтегазовый и промышленный секторы.
По данным “BP”, по состоянию на конец 2011 г. национальные доказанные запасы нефти находились на уровне 1,0 млрд. т (0,4% мировых запасов), а газа – 24,3 трлн. куб. м (11,7%), что примерно соответствовало аналогичному показателю для Катара (25 трлн.).
В настоящее время основным экспортным ресурсом природного газа является газоконденсатное месторождение Шах-Дениз, контракт на разработку которого 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. Текущий проект развития месторождения предусматривает увеличение добычи до 16-20 млрд. куб. м газа 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”, на расширение действующих мощностей может потребоваться до $20 млрд.
Экспорт газа осуществлялся в основном по газопроводу Баку – Тбилиси – Эрзерум (введен в эксплуатацию в 2007 г.). В настоящее время рассматривается вопрос о дальнейших перспективах вывоза азербайджанского газа в Европу и Китай.
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 надземных участков газопровода, проходящих по горным территориям. В октябре 2009 г. ОАО “Газпром” и “Socar” подписали соглашение о поставках азербайджанского природного газа.
Азербайджанский газ транспортируется также в Иран по газопроводу Газимагомед – Астара (Азербайджан) – Бинд – Биан (Иран) протяженностью 1474,5 км и мощностью 10 млрд. куб. м 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. велись 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 увеличить до 5 млрд. куб. м их суммарную мощность.
В стране имеется ряд перспективных месторождений углеводородов (Умид, Бабек, Нахичевань, Апшерон, Зафар-Машал, Инам), где в период до 2015 г. намечено пробурить 19 разведочных скважин. Согласно прогнозным оценкам, данные структуры могут содержать 1,4 трлн. куб. м газа, 196 млн. т газового конденсата и около 100 млн. т нефти. Стоимость геологоразведочных работ составляет примерно 2,7 млн. долл.
В конце 2010 г. правительство Азербайджана официально объявило об открытии нового морского газового месторождения Умид, что явилось важным событием для страны, поскольку впервые за последние 30 лет все работы на новой структуре финансировались из бюджета государственной компании “Socar”. По данным вице-президента “Socar”
Х. Юсифзаде, запасы указанного месторождения увеличили энергетический потенциал Азербайджана, как минимум, на 200 млрд. куб. м и 30-40 млн. т газового конденсата. Однако возможно, что по завершении всего комплекса ГРР эти предварительные оценки могут увеличиться до 300 млрд. куб. м газа. Кроме того, открытие месторождения Умид подтвердило и перспективность соседней более крупной структуры Бабек, где запасы могут достигать 400-600 млрд. куб. м газа.
До 2007 г. Азербайджан был импортером газа, ежегодно закупая у России до 5 млрд. куб. м данного энергоносителя для внутренних нужд. Начало разработки месторождения Шах-Дениз позволило стране изменить ситуацию, обеспечив сначала внутренний спрос, а затем став экспортером природного газа в соседние государства – Грузию и Турцию. Более того, с 2010 г. азербайджанский газ стали закупать Россия и Иран.
В 2010 г. в Азербайджане впервые было добыто около 30 млрд. куб. м газа, а в 2020 г. данный показатель может вырасти до 50 млрд. за счет начала второй стадии разработки месторождения Шах-Дениз, где ежегодное производство газообразного топлива может превысить 20 млрд. куб. м.
Евросоюз рассчитывает, что Азербайджан сможет принять участие как в “Nabucco”, так и в газотранспортных проектах “Турция – Греция – Италия” и “Трансадриатический трубопровод”. На значительные объемы азербайджанского сырья претендуют Россия и Иран, которые импортируют примерно 1 и 0,5 млрд. куб. м газа в год соответственно, а также Украина, Румыния, Болгария и Венгрия. Причем между Азербайджаном, Грузией и Румынией уже подписано соглашение о поставках сжиженного газа и для реализации этого проекта планируется построить соответствующие терминалы на Черноморском побережье Грузии и в румынском порту Констанца.
Со своей стороны, Азербайджан выступает за многовариантность газовых маршрутов и намерен экспортировать сырье на основании договоров “купли-продажи”, поскольку иначе он может столкнуться с перепроизводством данного топливного ресурса (именно из этих соображений было отложено на несколько лет – с 2012 г. до 2016 г. – начало реализации второй стадии разработки месторождения Шах-Дениз).
В 2011 г. с целью обеспечения сбыта растущих объемов газа Азербайджан продолжил подготовку к строительству еще одного газопровода до границы с Грузией (стоимостью около $3 млрд. и протяженностью примерно 400 км), который будет проложен параллельно с азербайджанским участком трубопровода БТЭ.
Добыча нефти на блоке АЧГ производится с использованием буровых платформ. В текущем году в секторе Чираг строится восьмая платформа “Западный Чираг”, которая будет установлена в море на глубине 170 м между действующими платформами “Чираг” и “Гюнешли” (в рамках “Chirag Oil Project” ожидается бурение новых 48 скважин). В IV квартале 2012 г. опорный блок новой платформы будет отправлен на точку установки в море. Вопросы установки платформы согласованы с государственными органами, в том числе с ГНКАР. Добыча первой нефти ожидается в III квартале 2013 г. Общие запасы блока АЧГ оцениваются в 900 млн. т нефти и 140 млрд. куб. м газа; партнерами АЧГ являются “BP” (оператор 37,4%), “Chevron” (11,3%), “Socar” (10%), “INPEX” (11%), “Statoil” (8,6%), “ExxonMobil” (8%), “TPAO” (6,7%), “Itochu” (4,3%) и “Hess” (2,7%).
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.).
Вывоз нефти из Азербайджана осуществляется в основном по нефтепроводу Баку Тбилиси Джейхан (“ВТC”) мощностью 50 млн. т в год. Протяженность данной транспортной системы составляет 1767 км. Из них по территории Азербайджана проходит 443 км, 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.
С Казахстаном было заключено межгосударственное 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. барр. 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 дополнительных средств 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. функции оператора транспортной системы перешли к “Socar”. В дальнейшем, начиная с 2007 г., из Баку в Новороссийск начала поступать легкая азербайджанская нефть, которая в российском порту смешивается с более тяжелой российской и казахстанской 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/т.
Трудности в использовании нефтепровода Баку Супса (введен в эксплуатацию в 1999 г., мощность 10 млн. т нефти в год) 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.
В 2013 г. “АМОК” планирует начать добычу нефти на границе месторождений Чираг и Гюнешли 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. барр. 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 ближайшие годы (до 2017 г.); к 2016 г. производство газа в стране может значительно расшириться ввиду наращивания его производства на месторождениях компании “Socar”, а также Шах-Дениз и АЧГ.
В 2008 г. в стране 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 оказались 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 имеется собственная нефтепереработка. Нефтепродукты производятся на двух бакинских НПЗ суммарной мощностью 20 22 млн. т нефти. Строительство нового комплекса может начаться в 2014 г., завершиться к 2020 г. В период пика строительных работ в 2016 г. 2017 г. в рамках данного проекта будут заняты 15 16 тыс. строителей. Комплекс будет построен в 60 км от Баку на границе Гарадагского и Апшеронского рнов вблизи Сангачальского терминала. Инвестиции в проект ориентировочно окупятся за 7 лет, рентабельность проекта составляет 13%. В качестве рынков сбыта продукции рассматриваются такие страны, как Азербайджан, Грузия, Турция, страны Восточной Европы и Иран.
Для продвижения азербайджанской нефти на мировой рынок в конце 2008 г. была создана компания “Socar Trading SA” (дочернее предприятие “Socar”), которая зарегистрирована в Швейцарии с уставным фондом в 5 млн. шв. фр. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)