В 2000-е годы темпы развития экономики Азербайджана были достаточно высокими благодаря наличию природных запасов углеводородов, выгодному географическому положению страны и притоку иностранных инвестиций. Основой экономики Азербайджана являются нефтегазовый и промышленный секторы.
По данным “BP”, по состоянию на конец 2010 г. в стране доказанные запасы нефти составили 1,0 млрд. т (0,6% мировых запасов), газа – 1,3 трлн. куб. м (примерно 0,5% мировых запасов).
В настоящее время основным экспортным ресурсом природного газа является газоконденсатное месторождение Шах-Дениз, запасы которого имеют различные оценки. 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 следующей стадии разработки месторождения первоначально было намечено на 2012 г., однако оператор проекта (“BP”) перенес этот срок на вторую половину текущего десятилетия. 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 данного проекта может потребоваться $16-20 млрд.
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 осуществлялся в основном по газопроводу Баку – Тбилиси – Эрзерум (введен в эксплуатацию в 2007 г.). Ряд специалистов полагает, что в ближайшие годы страна может стать одним из основных поставщиков сырья для газопровода “Nabucco”, предусматривающего транспортировку газа по БТЭ и далее через территорию Турции, затем из Греции в Италию (газопровод “Poseidon”) и другие европейские страны.
Первоначально начало строительства “Nabucco” стоимостью 7,9 млрд. евро и мощностью 31 млрд. куб. м газа в год было намечено на 2011 г., ввод в эксплуатацию – на 2014 г., однако в начале 2011 г. консорциум “Nabucco Gas Pipeline International” перенес эти сроки на 2013 г. и 2017 г. соответственно. Участниками проекта являются такие компании, как австрийская “OMV”, венгерская “MOL”, болгарская “Bulgargaz”, румынская “Transgaz”, турецкая “Botas” и германская “RWE”, каждая из которых в акционерном капитале обладает равными долями – по 16,67%. Предполагается, что 70% капиталовложений, необходимых для постройки “Nabucco”, будет привлечено в виде кредитов, а 30% финансовых средств внесут акционеры “Nabucco Gas Pipeline International”.
Азербайджан предполагает ежегодно выделять по 8 млрд. куб. м газа для “Nabucco”, однако одна Италия рассчитывает на ежегодное получение до 7 млрд. куб. м данного энергоносителя, поэтому для рентабельного функционирования “Nabucco” будет необходимо обеспечить поставки сырья из других стран региона (например, Ирака или Ирана). Кроме того, некоторые аналитики считают, что к этому проекту может подключиться и Туркмения, поскольку до начала 2009 г. Россия импортировала практически весь туркменский газ, однако в 2009 г. его импорт был приостановлен сначала по техническим причинам (ремонт газопровода Средняя Азия – Центр – САЦ), а затем из-за возникших разногласий между сторонами. В связи с этим правительство Туркмении приняло решение рассмотреть возможность диверсификации экспорта 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 Гази-Магомед – 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 Гази-Магомед – 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 были 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 рассматривался вопрос о строительстве новых хранилищ газа с тем, чтобы в 2011 г. их суммарная мощность достигла 5 млрд. куб. м.
В стране 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, 196 млн. т газового конденсата и около 100 млн. т нефти. Стоимость геологоразведочных работ составляет примерно $2,7 млн.
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.
Ранее ряд иностранных компаний, осуществлявших разведку перспективных структур на Каспии, сообщил, что им не удалось обнаружить коммерчески привлекательных запасов 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 стать 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 1,0 и 0,5 млрд. куб. м газа в год соответственно, а также Украина, Румыния, Болгария и Венгрия, причем между Азербайджаном, Грузией, 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 в противном случае страна может столкнуться с перепроизводством данного топливного ресурса (именно из этих соображений было отложено до 2016 г. начало реализации второй стадии разработки месторождения Шах-Дениз).
В этом году с целью обеспечения сбыта растущих объемов газа Азербайджан продолжает 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.
В Азербайджане основная добыча нефти ведется Азербайджанской международной операционной компанией (“АМОК”) на блоке месторождений Азери – Чираг – Гюнешли (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., по 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 (БТД) 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 БТД 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 БТД было перекачано 70 млн. т нефти, а в I 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 БТД 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 БТД были зафиксированы диверсии и случаи незаконного отбора нефти, поэтому в 2008 г. правительство Турции приняло решение о выделении $5,5 млн. 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 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/т.
По нефтепроводу Баку – Супса (введен в эксплуатацию в 1999 г., мощность – 10 млн. т нефти в год) транспортируется примерно 145 тыс. барр. нефти в сутки, однако в настоящее время имеются планы увеличения данного показателя до 200 тыс., а также продолжению маршрута транзита нефти в Европу через Черное море в 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 Гюнешли в рамках проекта Чираг – Балаханы. Указанный проект стоимостью не менее $10 млрд. 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. фут. 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. 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 имеется собственная нефтепереработка. Нефтепродукты производятся на двух бакинских НПЗ суммарной мощностью 20-22 млн. т нефти. Государственная компания “Socar” планирует развивать переработку нефти не только в Азербайджане, но и за рубежом. В настоящее время рассматривается ряд проектов строительства 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
| 2009 г. | 2010 г. | |
| Доказанные запасы газа, трлн. куб. м | 1,3 | 1,3 |
| Добыча газа, млрд. куб. м | 14,8 | 15,1 |
| Потребление газа, млрд. куб. м | 7,8 | 6,6 |
| Доказанные запасы нефти, трлн. т | 1,0 | 1,0 |
| Добыча нефти, млн. т | 50,6 | 50,9 |
| Потребление нефти, млн. т | 3,3 | 3,2 |
Источник: “BP Statistical Review of World Energy”, June, 2011. (БИКИ/Энергетика и энергоресурсы Украины, СНГ, мира)