Сегодня в газовой отрасли Азербайджана развиваются противоречивые тенденции. Данные за весь 2019 год еще подводятся, но отчеты Таможенного комитета страны свидетельствуют, что за 11 месяцев было добыто 32,2 млрд куб.м газа. Объем товарного метана превысил 22,1 млрд, а экспорт достиг почти 10,5 млрд куб. м. В 2018 году производство товарного газа было немногим выше 19,2 млрд куб.м, а экспорт составил 7,9 млрд. В 2020 году, прогнозирует министр энергетики Азербайджана Парвиз Шахбазов, общая добыча газа достигнет 40 млрд куб.м, из которых 24 млрд придется на долю товарного производства, 16 млрд куб.м пойдет на экспорт.
Приведенные цифры отражают тенденцию роста производительности месторождения Шах-Дениз.
Добыча мелководной и мелкозалегающей части месторождения в рамках Стадии 1 стартовала здесь в 2007 году с платформы Alfa, а в 2014–2017 годах забуксовала на уровне примерно 10 млрд куб.м в год. Рост возобновился, когда в прошлом году началась Стадия 2 — разработка глубинных горизонтов Шах-Дениза с платформы Bravo. Тогда на месторождении за год было добыто 11,5 млрд куб.м, в том числе 1,5 млрд в рамках Шах-Дениз-2. Первоначальные планы BP-Azerbaijan на 2019 год были таковы, чтобы получить с Alfa и Bravo вместе 17,4 млрд куб. м.
В 2021 году добыча должна увеличиться до 24 млрд куб.м, прогнозирует Яшар Лятифов, вице-президент по разработке месторождений SOCAR. И если учитывать прежние заявления представителей SOCAR и BP-Azerbaijan, этот показатель может стать пиком производительности Шах-Дениза, поскольку добыча на Alfa к тому времени снизится до 8–9 млрд куб.м в год, а на Bravo утвердится на уровне 16 млрд (как долго продлится это плато — неизвестно).
Но одновременно в Азербайджане сокращается производство товарного газа у других добывающих компаний.
Лидер снижения — «Азербайджанская международная операционная компания» (АМОК), которая разрабатывает блок огромных по запасам морских нефтегазовых месторождений Азери — Чираг — Гюнешли. С 2010 года здесь уменьшается добыча нефти, а чтобы сдержать спад, АМОК закачивает обратно в пласт для поддержания давления попутный газ. Согласно условиям СРП, инвестор должен передавать его Азербайджану безвозмездно, но нефть ценнее для обеих сторон, и поставки товарного газа от АМОК приносятся в жертву. В 2010 году они составляли порядка 3,8 млрд куб.м, в 2015-м — 3,1 млрд, в 2018-м упали до 2,2 млрд, а в нынешнем должны сократиться до 1,8 млрд куб. м. Впереди — продолжение падения. Снижается производство товарного газа у СП с участием SOCAR, а у самой компании оно стагнирует возле отметки в 6,7 млрд куб.м в год, несмотря на ввод в 2017 году нового морского месторождения Умид.
Эти производственные процессы происходят на фоне увеличения внутреннего потребления. Уровень газификации в Азербайджане увеличился с 62,2% в 2010 году до 96% в конце 2019-го. В начале 2010-х потребление составляло 10 млрд куб.м год, в прошлом году оно выросло до 14 млрд. С августа 2017-го в стране начал устойчиво работать метаноловый завод ООО SOCAR Methanol, который перерабатывает около 1 млрд куб.м газа в год. В 2018 году вошел в строй завод SOCAR Polymer мощностью в 2019 году 48,2 тыс. тонн полиэтилена с перспективой увеличения производства в 2023-м до 120 тыс. тонн в год, а полипропилена — с 35 тыс. тонн до 170 тыс. тонн в год. Соответственно, в 3–5 раз вырастет потребление газа. Вдобавок в середине 2020 года планируется ввести в строй модернизированный завод «Этилен-полиэтилен» компании «Азерикимья» в составе SOCAR.
Кроме того, новые производства строятся в газоперерабатывающем и полимерном комплексе GPC в Гарадагском районе Баку. Представители дочернего ООО SOCAR GPC утверждают, что здесь ежегодно станут перерабатывать до 10 млрд куб.м газа, будет построена электростанция мощностью 250 МВт и начнет выпускаться широкая линейка углеводородных товаров: от бензина до минеральных удобрений и полипропилена.
И вот уже сейчас, когда работает только часть газохимических предприятий типа SOCAR Methanol и SOCAR Polymer с потреблением газа 1,5–2 млрд куб.м в год, на внутреннем рынке Азербайджана ощущается нехватка газа.
В 2019 году правилом стали «веерные отключения» целых районов страны: на несколько дней в провинции, на 6–24 часа в столице Баку. Сообщения об этом местные СМИ публикуют по несколько раз в месяц, а в жаркий сезон, когда для кондиционирования потребление электричества и его сырья (газа на ТЭС) резко возрастает, такие отключения происходили еженедельно.
Несомненно, что по мере развития газохимической отрасли дефицит газа на внутреннем рынке Азербайджана будет возрастать. В 2017–2018 годах SOCAR уже импортировала примерно по 1,6 млрд куб.м газа в год из Туркменистана и России.
Сегодня официальный Баку ориентирует новых иностранных производителей азербайджанского газа на поставки на внутренний рынок.
Например, SOCAR и SOCAR Umid Oil and Gas Limited (СП с участием лондонской Nobel Upstream) подписали в 2017 году контракт risk-service на разведку и разработку морского месторождения Умид и перспективной структуры Бабек на азербайджанском шельфе. За несколько лет здесь получено меньше 2 млрд куб. м. Поставлены они местным потребителям, но планы добывать 4–6 млрд куб.м в год и продавать их внутри Азербайджана пока не достигнуты.
SOCAR зазывает в этот проект французскую компанию Total, но та не хочет выходить за рамки другого, своего единственного в Азербайджане проекта. В 2016 году (вскоре после старта строительства TANAP) Total и SOCAR подписали рамочное соглашение о принципах разработки морского месторождения Абшерон. Сначала здесь предполагалось добывать 4–6 млрд куб.м в год, но по мере изучения французами информации о проекте планы были пересмотрены. Теперь ожидается добыча около 1,5 млрд куб.м газа и 0,7 млн тонн конденсата. Ясно, что объемы невелики. Поэтому и Total не спешит развивать проект, а запланировала получение первого газа Абшерона в третьем квартале 2019 года. Но при этом компания уже вышла из ТАР, отказалась от покупки доли TANAP, о чем заявляла в 2016 году. Total не желает делать значительные инвестиции в азербайджанский газовый бизнес — это факт.
Французы не единственные, кто корректирует газовые планы в Азербайджане. Норвежская Equinor (ранее — Statoil) была одним из инициаторов и главных акционеров шах-денизского проекта. Но в 2014 году компания вышла и из него, и из ТАР и отказалась от первоначально заявленных планов войти в консорциум TANAP. Источники в Баку, близкие к Statoil, пояснили тогда «Нефти и Капиталу», что причина в том, что компания сочла слишком низким для себя ожидаемый уровень рентабельности. Один из вице-президентов SOCAR прокомментировал норвежское объяснение следующим образом:
«До 2013 года мы рассчитывали, что выручка от Шах-Дениза за 25 лет работы составит $200 млрд. Но сейчас мы ожидаем получить в лучшем случае $100 млрд. Изменение условий снизило интерес инвесторов к добыче газа в Азербайджане».
Рост мировых цен на углеводороды снова активизировал проекты в Азербайджане. Например, BP и Баку подписали еще в 2010 году СРП об освоении сверхглубокого блока Шафаг-Асиман, и вот спустя 10 лет компания решила приступить к бурению первой разведочной скважины нынешней зимой. В мае 2018 года Equinor и SOCAR заключили контракт с минимальной гарантией возмещения (Risk Service Contract) на разработку месторождения Карабах и СРП на освоение блоков Ашрафи — Дан Улдузу — Айпара (все на шельфе Каспия). И начало работ по изучению объектов запланировано на нынешний год. Какими окажутся результаты, еще предстоит узнать, но примеры развития Умид-Бабека, Абшерона показывают, что производственные результаты новых азербайджанских контрактов могут быть очень скромными. А от Карабаха и Ашрафи — Дан Улдузу прежние иностранные инвесторы уже отказывались в прежние годы, сочтя их бесперспективными…
Смогут ли дополнительные газодобывающие проекты в Азербайджане удовлетворить надвигающийся новый ежегодный 10-миллиардный спрос электроэнергетического, газоперерабатывающего и полимерного комплекса в Гарадагском районе Баку — это очень сложный вопрос.
По мнению замдиректора Фонда национальной энергетической безопасности Алексея Гривача, сегодня существует немало предпосылок для того, чтобы российский газ оказался в TANAP не только в качестве дополнительного ресурса. «По нашим оценкам, вывести вторую очередь Шах-Дениза на проектную мощность раньше чем через 5−6 лет вряд ли получится. Кроме того, за это время могут вырасти собственные потребности Азербайджана, а также может снизиться ресурс попутного газа, доступного для внутреннего рынка», — считает эксперт. По его мнению, другие добычные проекты в Азербайджане пока находятся на ранней стадии и поэтому перспективы их развития не очень ясны.
Газовые реалии Азербайджана дают понять, что российский газ востребован и для покрытия дефицита на внутреннем рынке, и для поставок в «трубопроводы развития». Напомним, что, помимо «Балканского потока», это IAP, IGB, «Вертикальный газовый поток».
Выбор «Газпромом» адресата своих поставок может зависеть от того, кому он отдаст приоритет в партнерстве.
Если Азербайджану, то российская компания будет отправлять газ в эту страну по трубопроводу Моздок — Махачкала — Казимагомед — Баку проектной пропускной способностью 13 млрд куб.м в год.
Если приоритет получит Анкара, то сырье из «Турецкого потока» пойдет в точку Ипсалы рядом с границей с Грецией. Как говорит Салтук Дюзель, генеральный директор TANAP A.S., здесь установлен вход интеграции с «Турецким потоком». И здесь может быть создан газовый хаб, откуда страны Евросоюза будут самостоятельно строить инфраструктуру для приема российского метана.
В обоих случаях Россия получит большее влияние на южноевропейский рынок, чем если арифметически исчислять его из пропускной способности «Турецкого потока». Весьма вероятно, что это влияние станет усиливаться по мере падения добычи на месторождении Шах-Дениз-1, снижения производства товарного газа на Азери — Чираг — Гюнешли, срыва оптимистических ожиданий от разработки Умид-Бабека, Абшерона, Карабаха и других объектов.
Поэтому, несмотря на внешнюю конкуренцию с одной стороны Азербайджана, TANAP и ТАР, а с другой — «Газпрома» и «Турецкого потока», будет справедливо сказать, что она создала и дополнительные возможности для России. Южноевропейские «трубопроводы распределения» сформировали дополнительный спрос на газ, и теперь РФ может удовлетворять его под эгидой сотрудничества с Азербайджаном и Турцией. И на этом фоне существующие дополнительные проекты поставок газа в Европу из других регионов не выглядят особенно убедительными.
Игорь Ивахненко