Этим летом Россия и Иран сообщили о подписании меморандума о взаимопонимании по поставкам природного газа в северный Иран.
Иранская сторона декларировала, что объемы поставок могут составить 109,5 млрд куб.м в год (если делать расчет на заявленной цифре в 300 млн куб.м в сутки), что по сумме равно 4 ниткам магистральных газопроводов «Северный поток» и «Северный поток-2». В перспективе пожелания Ирана сводятся к тому, чтобы заменить собой весь европейский рынок, куда поставлялся российский природный газ по разрушенным газопроводам.
Тем не менее на начальном этапе речь может идти о достаточно скромных и вполне себе реализуемых поставках 10 млрд куб.м газа в год, для чего в принципе существует инфраструктура, построенная еще в советское время и нуждающаяся в реконструкции, которая проходит в Азербайджан через Дагестан. Рассматривается также альтернативная версия организации поставок морским газопроводом через Каспийское море с выходом с территории Астраханской области на территорию северного Ирана. Перспективный объем поставок с российской стороны оценивается в диапазоне от 50 млрд до 70 млрд куб. м.
В целом любой проект можно реализовать при наличии времени и денег, а также политической воли, однако экономическая целесообразность проекта вызывает в настоящее время вопросы, связанные с четырьмя крупными блоками: спрос на рынке, источники поставок, маршруты транспортировки, контрактная цена.
Иран на сегодняшний день обладает вторыми по величине запасами природного газа после России и в плане обеспечения внутреннего спроса имеет профицит на юге и дефицит на севере. Суммарный объем доказанных запасов страны составляет 32,1 трлн куб.м, сосредоточенных на юге, в том числе на континентальном шельфе, и при наличии технологий освоения этих запасов никакой импорт газа Ирану не был бы нужен.
Однако на данный момент страна не может освоить эти запасы с высокой степенью эффективности, и в результате по итогам 2023 г. сложилась картина, когда Иран, занимая третье место по добыче газа в мире, добывал 251,7 млрд куб.м, и использовал для собственных нужд 245,6 млрд куб. м.
В 2023 г. Иран поставил на экспорт в Турцию и Ирак 14 млрд куб.м и еще порядка 0,4 млрд куб.м ежегодно поставляется по контракту «газ в обмен на электроэнергию» в Армению. Импортные поставки газа в северный Иран идут из Туркменистана в небольших объемах в рамках разовых сделок, и здесь же организован транзит туркменского газа в Азербайджан по газопроводам северной части. В начале десятилетия поставки в северный Иран шли из Туркменистана, однако после спора хозяйствующих субъектов они были прекращены. Сейчас стороны постепенно двигаются к нормализации ситуации, что может привести к возобновлению таких поставок.
Таким образом, на данный момент можно утверждать, что потенциально в Иране может существовать спрос на севере под новые объемы поставок до 5-7 млрд куб. м. Текущий спрос в северных провинциях недостаточен для развертывания масштабного проекта обеспечения северных территорий большими объемами с юга при возможности организации поставок со стороны северных соседей. В этом случае цифра потенциальных российских поставок в 10 млрд куб. м. в год может выглядеть вполне реалистичной. При этом решении часть объемов осядет на севере Ирана, а часть может быть перенаправлена в западном направлении на Турцию и далее в Юго-Восточную Европу, но уже не как российский, а как азербайджанский или иранский газ.
В принципе, «Газпром» может реализовать здесь стратегию российских нефтяников, которые делают акцент на реализации объемов товарной продукции со скидками. Тогда Иран и Азербайджан вполне могут заработать на разнице рыночных цен в Европе и ценой покупки газа у «Газпрома». Данный подход доказал свою жизнеспособность, судя по практическим результатам диверсификации поставок российской нефти на мировой рынок. Если руководствоваться постулатом «не до жиру, быть бы живу» на фоне убыточности российской газовой компании, то работа по организации нового газотранспортного коридора для вывода российского газа на экспортные рынки является правильным решением на фоне отсутствия четкого понимания европейских перспектив и длительного периода согласования контракта на поставки природного газа в Китай.
Заявленные же иранцами цифры экспорта газа из России выглядят астрономическими и являются элементом спекулятивной игры, в которой на данный момент нет ничего реального.
Для поставок 10 млрд куб. м. в год в Иран «Газпром» вполне может использовать запасы газа из Единой системы газоснабжения без наращивания новых производств. Этот газ в балансе компании есть, и он может формироваться для ценовой оптимизации совершенно из разных источников добычи, хотя основным источником будет газ Западной Сибири, в том числе и полуострова Ямал.
При существенном увеличении объемов поставок с 10 млрд до 50-70 млрд куб.м в год требуется масштабная оптимизация источников поставок для выхода на иранский рынок, чтобы обеспечить минимальную рентабельность. Президент России Владимир Путин, выступая на Восточном экономическом форуме в первой декаде сентября, обозначил то, откуда может быть взят газ, прямо намекнув присутствующим делегатам на Астраханское газоконденсатное месторождение. Но с этим объектом не все так просто, как хотелось бы.
Формально, если взглянуть на доказанные запасы Астраханского месторождения, то на бумаге все выглядит великолепно: 4 трлн куб. м. доказанных запасов природного газа могли бы обеспечить полку добычи в 100 млрд куб. м. в год и этим могло бы обеспечить еще 30 лет назад доступным и дешевым газом юг России и использоваться в качестве источника поставок на экспорт. Тем не менее в самые лучшие времена на Астраханском месторождении добыча газа на пике составляла 12 млрд куб. м. в год, а в настоящее время оценивается в 9,5 млрд куб. м. в год.
Ключевой проблемой освоения месторождения является состав его природного газа, а именно большое процентное содержание смеси сероводорода в природном газе. Фактически, если смотреть на содержание астраханского газа, то при потенциальной добыче 100 млрд куб.м в год только 50 млрд кубов могут представлять собой товарный газ, который после переработки может быть направлен потребителям. Плюс доля налогов в себестоимости по разным оценкам может составить от 65% до 70%, поскольку налог на добычу полезных ископаемых будет браться со всего объема добытого газа, тогда как товарный газ составляет только половину.
Для того, чтобы осуществлять разработку сложного месторождения, был построен Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ), производственная мощность которого как раз и составляла 12 млрд куб.м в год. Проблема заключается в том, что АГПЗ имеет на вооружении зарубежное оборудование и сейчас нуждается в капитальном ремонте, что сказывается на его производительности и, соответственно, на добычной производительности самого месторождения.
Завод был построен французской инжиниринговой компанией Technip, которая одной из первых в 2022 г. заявила об исполнении решений по санкциям и свернула работы и поставки оборудования в Россию. На данный момент возникают сложности с ремонтом существующих мощностей, не говоря уже о строительстве новых. Оценка статистических данных по производству товарного газа показывает, что минимум одна из шести установок первичной подготовки газа находится в нерабочем состоянии. На сегодняшний день газ Астраханского месторождения направляется на нужды потребителей Астраханской области и соседних регионов.
Если допустить, что астраханский газ составит 50% от 50-70 млрд куб. м. в сценариях экспорта, то «Газпром» должен добывать на Астраханском месторождении минимум 25 млрд куб.м товарного газа в год. Для того, чтобы получить возможность добывать 25 млрд куб. м. газа нужно выполнить несколько условий. Прежде всего, мощности АГПЗ должны быть увеличены чуть более, чем в 4 (!!!) раза по сравнению с нынешними проектными мощностями завода.
Кроме того, необходим подрядчик, который знает, как создавать подобные комплексы с полноценным опытом в области переработки сернистого газа. По понятным причинам европейские, японские и американские компании в качестве подрядчиков новых газоперерабатывающих мощностей отпадают, тогда как компетенции китайских компаний, работающих в Туркменистане, на данный момент не подтверждаются. И наконец, необходимо провести работу по дополнительному обустройству месторождения и организовать бурение дополнительного количества скважин с учетом специфики природного газа месторождения.
В отношении Астраханского месторождения возникают следующие вопросы, ответы на которые сейчас явно не устраивают тех, кто инициировал процесс продвижения астраханского газа на иранский рынок:
В данном случае ответом на ближайшее десятилетие станет то, что Астраханское месторождение в контексте нынешней ситуации на перерабатывающем заводе не может быть использовано для организации поставок на экспорт, и это означает, что Западная Сибирь будет в это время единственным источником поставок газа для выполнения контракта. Но это ставит другой вопрос: по каким маршрутам газ пойдет в Иран?
На сегодняшний день некоторые российские эксперты говорят о том, что «Газпром» принял решение о строительстве газопровода через Каспийское море. Это далеко не так. Идея со строительством газопровода через Каспийское море практически сразу может быть отметена, поскольку для этого предстоит преодолеть сопротивление Туркменистана и Азербайджана, которым Россия и Иран в свое время помешали организовать строительство Транскаспийского газопровода.
В то время Россия и Иран опирались на то, что все решения по строительству и эксплуатации трубопроводов по Каспийскому морю требуют единогласного решения всех 5 стран, расположенных на его побережье. Кроме того, вопрос реализации проекта упрется в то, что России даже при положительном решении всех 5 стран придется строить на Каспийском море в течение нескольких лет судно-трубоукладчик, которое потом нужно будет разбирать и куда-то транспортировать или держать в порту на случай повреждения газопровода на весь срок его работы.
Более реальными выглядят два пути поставок газа в Иран по суше.
Первый вариант — через Азербайджан (что требует инвестиций в формирование реверса движения товарно-транспортных потоков в газотранспортной системы на юге страны в Причерноморье и в Северо-Кавказском федеральном округе). что позволяет обеспечить первый заявленный объем поставок на уровне 10 млрд куб.м в год с возможностью его увеличения до 20 млрд куб. м. в год в район Астары.
Второй — через Казахстан-Узбекистан-Туркменистан (газопровод «Средняя Азия-Центр») или возвращение к проекту Прикаспийского газопровода в реверсном исполнении с Казахстаном и Туркменистаном с продолжением его до туркмено-иранской границы с выходом в район Корд-Кум. Здесь сейчас максимально можно осуществлять поставки газа в Иран на уровне 7,5 млрд куб. м. в год. Сейчас Туркменистан использует этот коридор для поставок газа в Азербайджан на уровне 1,5 млрд куб. м. в год.
Очевидно, что решение в области транспорта газа в объемах до 70 млрд куб.м в год потребует большого объема инвестиций в модернизацию и расширение газотранспортной системы на одном из двух направлений, в том числе на территории иностранных государств. Если бы в свое время «Газпром» не демонтировал построенные газотранспортные мощности для газопровода «Южный поток» на территории России, тогда выбор пути для поставок газа из Западной Сибири в Иран через Азербайджан был бы проще (поскольку свободными оставались бы еще около 35 млрд куб.м в год, и заново бы ничего строить не пришлось).
В случае движения российского природного газа в Иран через Центральную Азию предстоит вопрос согласования условий транзита со странами региона, которые, естественно, захотят получить приемлемый тариф за транспортировку газа по своей территории. Это согласование потребует больше времени, нежели согласование движения газа через Азербайджан. Здесь же предстоит решать вопрос: будет ли «Газпром» строить самостоятельно трубопровод, или этим займутся компании стран Центральной Азии, что поставит российского поставщика в зависимость от зарубежных игроков и к удорожанию поставок.
Таким образом, вопрос о транспортировке газа станет наиболее затратным во всей этой истории, поскольку будет необходимо где-то расширять существующие мощности, а где-то строить новые, и это будет сказываться на экономической эффективности таких поставок.
При понятных рисках затрат на транспорт, который был сделан для собственного понимания при текущем налоговом окружении цена ямальского газа на азербайджано-иранской границе должна составить методом cost plus порядка €290 за 1 тыс. куб. м. Если брать газ Астраханского месторождения при условии решения вышеуказанных проблем с переработкой сернистого газа, цена может составить €155 за 1 тыс. куб. м. Очевидно, что ни в первом, ни во втором случаях Иран не сможет закупать газ без возможности его перепродать как свой, поскольку в случае с Туркменией цена закупок газа была намного ниже (в районе $50 за 1000 куб. м.) с учетом короткого транспортного плеча. Очевидно, что для внутреннего потребления на севере страны Иран не сможет платить рыночную цену дороже €100 за 1000 куб. м. и тогда становится понятным, что это поставки торговому посреднику, а не реальному потребителю.
На сегодняшний день поставки российского газа в Иран выглядят убыточными вследствие того, что Иран объективно не сможет оплачивать российский газ по цене, необходимой для эффективности поставок, если этот газ будет идти исключительно на внутреннее потребление в стране. А вот спекулятивная игра, при которой Иран мог бы зарабатывать на перепродаже и этим субсидировать поставки российского газа на внутренний рынок или вообще перепродавать весь газ при наличии свободных транспортных мощностей из Азербайджана в Европу, выглядит вполне реальным результатом.
Только объемы, которые «Газпром» сможет продать Ирану, по факту будут составлять от 10 млрд до 20 млрд куб.м газа в год, и Астраханское месторождение явно не будет играть в этих поставках ключевой роли вследствие невозможности увеличить здесь добычу.
Станислав Рогинский