Распечатать
Оценить статью
(Голосов: 49, Рейтинг: 2.47)
 (49 голосов)
Поделиться статьей
Виктор Катона

Специалист по закупкам нефти MOL Group, эксперт РСМД

Каспийские ресурсы Туркменистана были отодвинуты на второй план на фоне разработки сверхкрупных месторождений восточной части страны, поэтому в течение последних лет речь шла в первую очередь о возможности использования Каспийского моря в качестве трамплина в Европу и Закавказье. Галкыныш — ключевой проект для туркменской энергетики, так как запасы месторождения позволяют развивать одновременно несколько векторов поставок газа. Если диверсификация окажется неуспешной, Ашхабад все еще имеет возможность извлечь пользу из своего ресурсного богатства — газохимия может позволить стране выстроить серьезную химическую промышленность. Во многом успех международных инициатив Ашхабада будет зависеть от уровня гибкости, который туркменские власти продемонстрируют в отношении партнеров.

Казахстан — безоговорочный энергетический лидер Центральной Азии, обладающий наиболее высокими показателями добычи нефти, угля и урана, а также производства электроэнергии в регионе. Казахстан имеет все шансы выйти на качественно новый уровень добычи благодаря самому крупному нефтяному месторождению, открытому за последние 35 лет. Масштабу Кашагана соответствует лишь масштаб проблем, связанных с реализацией проекта. Средиземноморский рынок останется основным для казахстанских нефте- и газодобывающих компаний. Основная часть объемов, в соответствии с предыдущим трендом, будет поступать через территорию России — посредством Каспийского трубопроводного консорциума или масштабной сети нефтепроводов «Транснефти». Экспорт казахстанской нефти в Китай будет неизбежно расти, но возможности Астаны будут ограничиваться спросом китайской стороны.

Снятие связанных с ядерной программой санкций позволило Ирану активнее приступить к развитию каспийского шельфа и нефтегазовой инфраструктуры северных регионов страны. Тем не менее ввиду ограниченных финансовых ресурсов и проявления всеобщей осторожности в отношении допуска иностранных компаний к стратегически важным секторам экономики страны развитие будет осуществляться поэтапно. Иран, по всей видимости, в 2020-х гг. присоединится к числу нефте- и газодобываюших стран Каспийского моря, однако доля Тегерана будет несравнима с Казахстаном, Азербайджаном или Россией.

Разработка месторождений в российском секторе Каспийского моря, а также в прикаспийских участках России — объективная необходимость. Регион обладает значительными залежами углеводородов, существенная часть которых еще даже не разведана. Власти тоже заинтересованы во всестороннем развитии Каспийского региона и посредством налоговых льгот и других послаблений всячески способствуют достижению этой цели. На фоне международных санкций и явной неспособности российских компаний обеспечивать без привлечения иностранных технологий всю полноту процессов разведки и добычи нефти и газа развитие промышленного кластера, обслуживающего интересы энергетики России, и локализация продукции — единственный правильный путь в будущее.


Туркменское возрождение

REUTERS/Marat Gurt
Газоперерабатывающий завод на месторождении Галкыныш, Туркменистан
Туркменистан занимает четвертое место в мире по доказанным запасам природного газа (9,5% общемировых объемов), десятое — по текущей добыче «голубого топлива» (4,5% общемировых объемов), однако весьма редко упоминается в списке ведущих газодобывающих держав. Во многом это обстоятельство — последствие географического положения Туркменистана, не имеющего доступа к открытым океанам, но также длительного политического курса туркменских властей. О ресурсном богатстве этой среднеазиатской страны имелись сведения даже в советский период, однако выходу Туркменистана в энергетические лидеры евразийского пространства в наибольшей степени помешал изоляционистский курс ее политики, граничащий с автаркией. Вследствие особенностей политического курса С. Ниязова Туркменистан не смог развить стабильных и предсказуемых отношений с российскими и западными энергетическими компаниями.

Международные позиции Ашхабада могут окрепнуть благодаря Галкыныш — крупнейшему энергетическому проекту страны и второму крупнейшему газовому месторождению в мире. Галкыныш, так же, как и сверхкрупное месторождение Кашаган на континентальном шельфе Казахстана, может позволить Туркменистану качественно улучшить свое положение на мировых рынках газа — вместо соперничества с Алжиром и Индонезией, Ашхабад может стать серьезным конкурентом Норвегии или Канады, и, возможно, даже Катара. Поскольку газ — один из основных элементов туркменской экономики и основной экспортный товар страны, от положительного опыта разработки Галкыныш зависит и благосостояние страны. Туркменские власти смогли в течение 25 лет после распада СССР обеспечить население газом (с 1993 г. газ предоставлялся бесплатно, в 2014-2015 гг. правительство впервые заговорило об отмене данной льготы), однако лишь в 2016 г. сумели превысить показатели добычи газа советского периода.

Хотя Туркменистан в первые годы своего существования пытался привлечь западные компании для разработки углеводородных ресурсов страны, однако из-за непрозрачной системы принятия решений, всеобъемлющей административной волокиты на разных уровнях государственного управления, постепенного ухудшения инвестиционного климата, но также недостаточных перспектив диверсификации ожидаемый приток инвестиций так и не материализовался. В эпоху С. Ниязова (Туркменбаши) присоединение и участие Туркменистана в международных организациях (МВФ, Группа Всемирного банка) не повлекло за собой масштабных инициатив в сфере энергетики. Даже помощь со стороны Европейского союза, заинтересованного в привлечении ресурсов Туркменистана для диверсификации своих поставщиков, сводилась к развитию инфраструктуры наиболее бедных регионов страны.

1990-е гг. были для Туркменистана периодом спада. К 1998 г. добыча газа упала до 12 млрд куб. м (падение на 85% по сравнению с 1991 г.). Причиной тому стала неразвитость газотранспортной инфраструктуры Туркменистана. Страна фактически обладала лишь одним маршрутом для экспорта природного газа — сетью газопроводов «Центральная Азия-Центр», эксплуатируемой с 1974 г. Таким образом, Туркменистан не имел особого пространства для выбора внешнеторговых партнеров и, в основном, поставлял газ для нужд Украины и закавказских государств, хронические проблемы с платежами которых предопределили недостаточную ликвидность национальной газодобывающей компании «Туркменгаз». К началу 2000-х гг. положение исправилось, и добыча вышла на рубеж 40-45 млрд куб. м, однако Туркменистан все еще не смог восстановить позиции на мировом рынке газа, утерянные после распада Советского союза. Драйвером всего последующего роста стало открытие в 2006 г. месторождения Галкыныш (в переводе с туркменского языка означает «возрождение»).

Галкыныш не единое месторождение, а скорее ряд месторождений на территории площадью 1842 км2. В центре Галкыныш находится месторождение Южный Йолотен, вокруг которого расположены месторождения Минара, Осман, Яшлар и Газанлы. Информация о совокупных извлекаемых запасах все еще варьируется — в немалой степени из-за непрозрачного предоставления информации со стороны туркменских властей. Консервативные оценки предполагают наличие 14 трлн куб. м, в то время как ныне упраздненное Министерство нефти и газа Туркменистана заявляло о 27,4 трлн куб. м газа. Примечательно, что европейские или американские компании не были привлечены к разработке месторождения — подрядчиками по строительству газоперерабатывающих установок, подземного оборудования и других необходимых элементов были компании из ОАЭ (Petrofac), Китая (CNPC) и Республики Южная Корея (LG, Hyundai Engineering).

Запуск добычи на Галкыныш был осуществлен в сентябре 2013 г., в присутствии председателя КНР Си Цзиньпина. Для китайской стороны поставки газа с Галкыныш могут помочь еще больше диверсифицировать пул поставщиков природного газа на фоне развития проекта «Новый Шелковый путь», поэтому интерес Пекина понятен. Ашхабад изначально рассматривал возможность строительства пяти новых коридоров поставки газа: трансафганский, дальневосточный (в Китай), трансевропейский, иранский (с возможностью продления до Турции) и транскаспийский (через Баку, Тбилиси и Эрзурум) [1]. На данный момент удалось реализовать лишь один вектор — дальневосточный, предоставивший Ашхабаду некую маневренную свободу в отношении экспорта газа. Вне всякого сомнения, Туркменистан готов перенаправить потоки природного газа в направлении Китая. Первая очередь разработки Галкыныш предполагала выход на вилку добычи в 30 млрд куб. м, вторая — до 55 млрд куб. м, а в рамках третьей фазы предполагается увеличить добычу до 95 млрд куб. м.

Точные показатели по добыче газа в Туркменистане отсутствуют. Цифры за 2015 г. варьируются в интервале 72,4-80,1 млрд. куб. м, и ожидается, что в 2016 г. будет зафиксирован рост на 7-8%. Это беспрецедентный уровень добычи в современной истории Туркменистана, так как даже в предкризисный период показатели находились в интервале 65-70 млрд куб. м. Порядка 50 мрлд куб. м туркменского газа направляется на экспорт — из этого 60%, приблизительно 30 млрд куб. м, — в Китай. Переориентация Туркменистана с России на Китай была подкреплена строительством газопровода «Центральная Азия-Китай», первая нитка которого была введена в строй в декабре 2009 г. Согласно контракту двух сторон, Туркменистан имеет возможность поставлять в Китай вплоть до 65 млрд куб. м в год. Тем не менее на фоне приостановления спроса на газ в Китае сомнительно, что Пекин запросит весь объем. За счет китайского направления Ашхабад сможет полностью компенсировать отсутствующие российские объемы, однако вновь окажется в зависимом положении от одного партнера.

По мере успешной, пусть порой и с задержками, реализации проектов, направленных на удовлетворение нужд китайской экономики, Туркменистан перестал поставлять газ в Россию. Традиционный газовый партнер Туркменистана «Газпром» в январе 2016 г. уведомил государственную компанию Туркменистана, что впредь отказывается от поставок туркменского газа. С точки зрения компании, это логический шаг в рамках продолжения тенденции 2009 г. по оптимизации газовых контрактов «Газпрома» на фоне отрицательных последствий глобального кризиса, в частности, падения спроса на газ в Европе. Суть проблемы в том, что цена, которую «Газпром» платил «Туркменгазу», аналогична той, по которой «Газпром» в среднем продавал в 2015 г. европейским клиентам — около 240 долларов за 1000 куб. м. Поскольку «Газпром» имеет возможность покупать газ из Узбекистана и Казахстана за более низкую цену, с большей маржей, объемы поставок туркменского газа были сведены к нулю.

Российская и туркменская стороны в 2003 г. заключили 25-летний контракт, предполагающий ежегодную поставку 40-50 млрд куб. м туркменского газа. Учитывая, что Украина в середине 2000-х гг., вплоть до повлекшего полный отказ от поставок из Туркменистана газового конфликта 2009 г., покупала (по льготной цене) 20-30 млрд куб. м туркменского газа в год, такое соглашение казалось коммерчески выгодным на тот момент. Помимо энергетического кризиса на Украине и резкого ухудшения российско-украинских отношений негативно на туркменских поставках газа в Россию сказался и экономический кризис 2008 г. Очередным отрицательным фактором, приведшим к сворачиванию сотрудничества между «Газпромом» и «Туркменгазом», стал взрыв газопровода между компрессорными станциями «Ильялы» и «Дарьялык» в апреле 2009 г. Разгорелся конфликт между двумя сторонами — туркменские власти обвиняли «Газпром экспорт» в резком сокращении отбора газа без предварительного уведомления, российская сторона винила изношенность газотранспортной системы Туркменистана. Инцидент повлек за собой интенсификацию переговоров по строительству газопровода Nabucco и полную приостановку поставок туркменского газа в Россию вплоть до мирного урегулирования разногласий спустя восемь месяцев.

В 2010–2014 гг. Туркменистан поставлял порядка 10 млрд куб. м в год в Россию, в 2015 г. этот показатель упал до 3,3 млрд куб. м, а в 2016 г. — до нуля. Хотя представители Туркменистана регулярно говорили о готовности восстановить прежние объемы поставок, из-за отсутствия гибкости по ценовому вопросу (на фоне падения цен на природный газ в Европе, последовавший за 70-процентным падением общемировых нефтяных котировок) переговоры не продвигались вперед. Отказу от поставок туркменского газа предшествовало заключение в декабре 2015 г. соглашение между «Газпромом» и «Узбекнефтегазом» о поставках дополнительных объемов газа к уже поставляемым на тот момент 3,5 млрд куб. м. К тому же, у «Газпрома» более прочные позиции на узбекистанском рынке — концерн имеет мощности по добыче в Узбекистане («Шахпахты»), в то время как доступ российского газового гиганта закрыт на жестко контролируемый государством рынок Туркменистана.

Туркменистан стремился компенсировать потерю российского рынка за счет Ирана (в 2015 г. экспорт газа достиг исторического максимума в 16 млрд куб. м), с которым в 2015-2016 гг. было заключено соглашение о поставках газа в обмен на инженерно-технические услуги и товары, однако из-за хронических невыплат задолженностей Национальной иранской газовой компании (НИГК) с 1 января 2017 г. Туркменистан ограничил поставки в Иран. Таким образом, Китай на данный момент — единственный крупный импортер туркменского газа с емким внутренним рынком потребления. Однако даже полная переориентация Ашхабада на Пекин не сможет стать панацеей для бед энергетики Туркменистана. Газовый рынок Китая в 2015 г. сдвинулся в сторону избыточного предложения и, учитывая строительство магистрального газопровода «Сила Сибири» и выход в 2017–2018 гг. на азиатско-тихоокеанский рынок ряда проектов СПГ, туркменскому газу в будущем придется выдерживать серьезную конкуренцию на китайском рынке.

Осознавая все риски зависимости от одного рынка сбыта, Туркменистан прокладывает путь и в Южную Азию. Основным проектом Ашхабада на этом направлении стал проект строительства TAPI (Туркменистан — Афганистан — Пакистан — Индия) с годовой мощностью в 33 млрд куб. м. Таким образом, Туркменистан действует в обход основных конкурентов — России и Ирана — и закрепляет за собой часть прежде малоизведанных рынков. Впервые о строительстве газопровода TAPI заговорили более чем 20 лет назад, фактически сразу после распада СССР, однако ввиду политической нестабильности в целевых странах и ряда войн его воплощение в жизнь регулярно откладывалось. Прогресс TAPI стал ощутимым только в течение последних нескольких лет. В 2012 г. участвующие стороны договорились о едином тарифе, а в 2015 г. было решено, что газопровод будет построен силами «Туркменгаза», до этого не имевшего никакого опыта строительства дальнемагистрального трубопровода.

Возможно, наделить «Туркменгаз» полномочиями по строительству газопровода станет преградой на пути реализации проекта. Стоимость строительства в 2005 г. оценивалась в 7,6 млрд долларов, на данный момент этот показатель приближается уже скорее к 10 млрд долларов. Туркменистан, на чьей территории добычу газа не осуществляет ни одна из западных или даже российских компаний, несмотря на неоднократно подтверждаемую заинтересованность, планирует запустить газопровод протяженностью в 1814 км к 2019 г., всячески выступая против вовлечения иностранных партнеров в долевой капитал проекта или месторождения Галкыныш — отправной точки TAPI. С точки зрения доступности ресурсов, исключительно за счет Галкыныш можно покрыть всю мощность газопровода. Предполагалось, что Индия и Пакистан будут получать по TAPI 14,1 млрд куб. м газа в год, в то время как поставки в Афганистан достигнут 5,15 млрд куб. м ежегодно.

Вопросы безопасности не урегулированы в полной мере — предполагается прокладывание газопровода по территориям провинций Кандагар и Хильменд, в которых Талибан обладает существенной властью. Хотя представители Талибана предложили охранять афганский участок газопровода, история деятельности этой группировки насчитывает целый ряд нападений на объекты энергетической инфраструктуры. К тому же, взаимоотношения Индии и Пакистана могут накалиться в любой момент из-за территориального спора или пользования водными ресурсами, и TAPI может стать заложником очередной эскалации напряженности в регионе. Более того, хотя партнеры и договорились об объемах и маршруте поставок, между сторонами нет договоренности о цене. Индия, ссылаясь на возможность поставок из Ирана, всячески стремится изменить ценовую формулу, о которой акционеры проекта договорились в 2012 г.

Поскольку ценовая формула по поставкам газа через TAPI содержит привязку к стоимости нефти, в случае роста цен на нефть TAPI не сможет конкурировать с поставками СПГ в регионе, тем более, что к 2019 г. на азиатский рынок выйдет ряд крупных СПГ проектов, реализуемых в Австралии, Малайзии и других странах. Как в Индии, так и в Пакистане государство субсидирует цены на газ. Учитывая желание обеих стран свести субсидии к минимуму, это вряд ли в интересах Нью-Дели и Исламабада. Таким образом, от Туркменистана потребуется ряд уступок для успешной реализации проекта. К тому же, TAPI имеет и конкурента в виде газопровода — Иран — Пакистан — Индия (IPI), воплощение в жизнь которого также обсуждается уже не одно десятилетие. В рамках IPI предполагается поставка 22 млрд куб. м газа в Пакистан и 18 млрд куб. м в Индию. После снятия санкций с Ирана, Тегеран активно продвигает этот проект, предлагая более выгодные ценовые условия. К тому же в случае IPI избегается транспортировка газа через крайне турбулентные регионы Афганистана, снижая угрозу взрыва или нанесения ущерба газопроводу.

Туркменистан также не отказывается от идеи строительства транскаспийского газопровода в направлении Европы, хотя именно этот проект на текущий момент наименее вероятен из пяти предполагаемых экспортных векторов. Сопротивление России и Ирана строительству Транскаспийского газопровода и отсутствие всеобъемлющего соглашения по морским границам в Каспийском море будут и впредь сводить попытки Ашхабада на нет. Помимо этого, экономические параметры туркменского газа вряд ли могут сравняться с предложением «Газпрома», поэтому даже несмотря на стремление ЕС диверсифицировать источники энергоресурсов, экономическая целесообразность Транскаспийского газопровода остается на весьма низком уровне.

Вне зависимости от развития Транскаспийского газопровода, «Туркменгаз» завершил строительство газопровода «Восток — Запад» протяженностью в 733 км, объединяющего восточные месторождения газа с каспийским побережьем страны. Пропускная способность транспортировки газопровода «Восток — Запад» — 30 млрд куб. м в год. Однако Туркменистан на данный момент подписал лишь одно соглашение (с Казахстаном) о разграничении территориальных вод и морских границ из пяти государств Каспийского моря. К тому же, Туркменистан имеет текущий территориальный спор с Азербайджаном относительно месторождения «Сердар-Кяпаз» — своеобразного продолжения основного нефтедобывающего объекта Азербайджана — месторождения «Азери — Шираг — Гюнешли» (ACG). Без урегулирования территориальных споров и демаркационных соглашений Европейский союз или Турция, также периодически заявляющая о своей заинтересованности, вряд ли могут рассчитывать на поставки туркменского газа.

Углеводородные запасы Туркменистана на континентальном шельфе, оцениваемые правительством в 18,2 млрд т нефтяного эквивалента, пока освоены в недостаточной мере. Принимая во внимание активность других государств на шельфе Каспийского моря, Туркменистан с 1996 г. пытается привлечь иностранные компании для разработки шельфовых месторождений, однако успешными пока что можно считать лишь небольшую часть, в первую очередь первый выделенный блок (проект «Блок-1»). «Блок-1», извлекаемые запасы которого оцениваются в 20 млн т нефти, осваивается уже 20 лет малайзийской Petronas. Другим действующим проектом считается осваиваемый компанией Dragon Oil «Блок 2» Челекен — месторождение, открытое советскими геологами в 1970-е гг. Следует отметить, что в отличие от материковых месторождений, шельфовые залежи содержат в первую очередь нефть.

Добыча нефти в Туркменистане играет менее значительную роль, нежели газовая отрасль. За неимением достоверного источника информации, можно лишь констатировать, что Туркменистан добывает порядка 12–13 млн т нефти в год и чуть менее половины этих объемов экспортируется. Примечательно, что на экспорт поступает нефть, добытая иностранными компаниями, — объемы «Туркменнефти» предназначены для внутреннего пользования. Подавляющее большинство экспортируемой нефти направляется с помощью судов в Азербайджан для дальнейшей транспортировки через нефтепровод «Баку-Тбилиси-Джейхан». Российские объекты инфраструктуры, в первую очередь нефтепровод «Махачкала-Новороссийск», играют все меньшую роль в транспортировке туркменской нефти. В целом, следует отметить, что наибольший толчок нефтяной отрасли Туркменистана будет дан, когда Баку и Ашхабад договорятся о совместной разработке месторождения «Сердар-Кяпаз» (запасы нефти порядка 50 млн т нефти).

Туркменистан регулярно страдает от чрезмерного вмешательства государственных структур в деятельность энергетических акторов, так как частые смены министров энергетики президентом страны Бердымухамедовым не способствуют выработке последовательной энергетической политики. Например, в течение последних четырех лет на посту министра энергетики сменилось четыре человека, один из которых был уволен «за плохое воспитание своего сына». Отсутствие стабильности затрагивает и институциональную сферу. В январе 2016 г. была реорганизована акционерная структура Национальной нефтегазовой компании Туркменистана, а в июле 2016 г. президент Туркменистана и вовсе ликвидировал Министерство нефти и газа и перевел полномочия ведомства под Департамент нефтяной и газовой промышленности Кабинета министров, подчиняющийся непосредственно ему.

REUTERS

Каспийские ресурсы Туркменистана были отодвинуты на второй план на фоне разработки сверхкрупных месторождений восточной части страны, поэтому в течение последних лет речь шла в первую очередь о возможности использования Каспийского моря в качестве трамплина в Европу и Закавказье. Галкыныш — ключевой проект для туркменской энергетики, так как запасы месторождения позволяют развивать одновременно несколько векторов поставок газа. Если диверсификация окажется неуспешной, Ашхабад все еще имеет возможность извлечь пользу из своего ресурсного богатства — газохимия может позволить стране выстроить серьезную химическую промышленность. Во многом успех международных инициатив Ашхабада будет зависеть от уровня гибкости, который туркменские власти продемонстрируют в отношении партнеров.

Казахстан ставит на Кашаган

Казахстан — безоговорочный энергетический лидер Центральной Азии, обладающий наиболее высокими показателями добычи нефти, угля и урана, а также производства электроэнергии в регионе. Нефтедобыча Казахстана уже пять лет колеблется на уровне 80 млн т в ожидании очередного подъема. Крупнейшее разрабатываемое нефтяное месторождение страны, Тенгиз, на долю которого приходится почти треть суммарной добычи Казахстана, эксплуатируется уже 25 лет. Второе по величине добычи месторождение Карачаганак разрабатывается уже более 30 лет, и добыча на нем, несмотря на масштабные ресурсы углеводородов, в скором времени тоже начнет постепенно снижаться. Однако Казахстан имеет все шансы выйти на качественно новый уровень добычи благодаря самому крупному нефтяному месторождению, открытому за последние 35 лет. Масштабу Кашагана соответствует лишь масштаб проблем, связанных с реализацией проекта.

Гигантское месторождение Кашаган с объемом извлекаемых запасов нефти в 1,7 млрд т было открыто в 2000 г. в акватории казахского сектора Каспийского моря. Кашаган находится на мелководье, примерно в 70 км от побережья, однако нефть залегает в подсолевых пластах на глубине в 4 км. Помимо ведущей казахстанской нефтедобывающей компании «КазМунайГаз» в проекте участвуют также Eni, Total, ExxonMobil и Shell. Месторождение обладает потенциалом добычи в 1 млн баррелей в день, но уже более трех лет простаивает. Официальный запуск разработки месторождения состоялся в июне 2013г., однако спустя три месяца добыча была приостановлена из-за утечки газа на искусственно созданном островке «Д». В октябре того же года была предпринята еще одна попытка запустить добычу, однако была выявлена еще одна утечка газа. Добыча на месторождении была возобновлена лишь три года спустя, в начале октября 2016 г.

Причина утечки из трубопроводов газа, и, как впоследствии оказалось, нефти скрывалась в сульфидном коррозионном растрескивании под напряжением. Попутный газ на месторождении Кашаган содержит порядка 17% сероводорода, что является чрезвычайно высоким показателем. Коррозионные свойства попутного газа способствовали появлению многочисленных микротрещин вдоль почти всей протяженности газо- и нефтепровода, соединяющего месторождение с материком. Безотносительно инцидентов с утечкой, на протяжении долгих лет разработка Кашагана сталкивалась с множеством проблем. Ввод в эксплуатацию месторождения изначально планировался на 2005 г., однако после того как построенное для рабочих жилье оказалось расположено слишком близко к месторождению, подвергая их опасным токсическим испарениям, все пришлось перестраивать. В рамках подготовки к вводу в эксплуатацию происходили регулярные конфликты между рабочими и западными менеджерами из компаний-операторов проекта. Бюджет в рамках Северокаспийского соглашения о разделе продукции (North Caspian Production Sharing Agreement) был превышен примерно на 30 млрд долл., достигнув 50 млрд долл.

После трехлетнего простоя, долгих разбирательств и масштабной реконструкции трубопроводов (прокладкой занималась итальянская Saipem, дочерняя компания Eni), в октябре 2016 г. промышленная добыча нефти на месторождении Кашаган была возобновлена. Таким образом, ввод в эксплуатацию состоялся после 11 лет задержки, и нет гарантий, что технические проблемы не повторятся и впредь. Правительство Казахстана заинтересовано в скорейшем выводе Кашагана на пиковые уровни добычи, стремясь увеличить общенациональную добычу нефти и максимизировать поступления от связанных с экспортом нефти платежей, однако и оно может преподнести сюрприз разрабатывающим Кашаган иностранным компаниям. Исходя из Северокаспийского соглашения о разделе продукции, власти с 2014 г. не должны компенсировать возмещаемые расходы операторов, так как проект вышел за рамки поставленных временных сроков. Сообщается, что осенью 2014 г. стороны смогли достичь компромисса по данному вопросу, однако все подробности остались засекречены.

Нефть Кашагана будет транспортироваться через Каспийский трубопроводный консорциум (КТК). В определенной степени это представляет проблему для КТК, так как качество нефти из Кашагана хуже, нежели установленный трубопроводным консорциумом стандарт. КТК — единственный нефтяной трубопровод в России, гарантирующий надлежащие характеристики транспортируемого ресурса посредством банка качества. На данный момент нефть сорта КТК (CPC) обладает плотностью в градусах API 46,5° и серностью на уровне 0,5%. В случае Кашагана те же показатели достигают 45° API и 1% серы [2]. Учитывая, что в будущем кашаганская нефть станет основным сортом нефти, транспортируемым по КТК, качество сегодняшнего сорта КТК может ухудшиться.

Предполагается, что в рамках первой стадии разработки месторождения Кашаган в 2016 г. будет добыто 1 млн т нефти и 0,7 млрд куб. м газа, в 2017 г. — 8,9 млн т нефти и 5,6 млрд куб. м газа, в 2018 г. — 13 млн т нефти и 9 млрд куб. м газа, после чего к 2021 г. будет достигнут уровень добычи в 370 000 баррелей в день (порядка 18 млн т) [3]. Таким образом, уже к началу следующего десятилетия добыча нефти в Казахстане должна превысить 100 млн т. Если правительство Казахстана и разрабатывающие месторождение компании смогут договориться об условиях ввода второй фазы разработки, они смогут удвоить добычу до 35-36 млн т нефти в год, обеспечивая таким образом более трети всей нефтедобычи страны. Целесообразность скорейшего ввода месторождения Кашаган в эксплуатацию объясняется и ожидаемым истощением проектов, по сей день лежащих в основе казахстанской нефтедобычи.

На протяжении последних 20 лет месторождение Тенгиз было крупнейшим по объемам добычи. Оно, как и Кашаган, обладает запасами извлекаемой нефти более 1 млрд т. Содержание серы в добываемой на месторождении Тенгиз нефти также высоко, как и на Кашагане: до обработки показатели сероводорода достигают 17–18%. Однако Тенгиз находится на суше, в нескольких десятках километров от побережья, что существенно упрощает урегулирование логистических вопросов и «очищения» нефти от серы, метана, этана и других элементов. Текущая добыча Тенгиза находится на уровне 26–27 млн т. Акционеры проекта — (50%), ExxonMobil (25%), «КазМунайГаз» (20%) и ЛУКОЙЛ (5%) — согласовали проект будущего расширения, предусматривающий повышение объемов добычи до 38 млн т в год посредством обратной закачки газа в нефтеносные пласты.

На третьем по величине месторождении Казахстана Карачаганак уже более десяти лет применяются технологии повышения нефтеотдачи пластов (enhanced oil recovery). Карачаганак, находящийся неподалеку от российско-казахстанской границы, разрабатывается с 1979 г. Согласно соглашению о разделе продукции, до 2038 г. разработка месторождения ведется под эгидой консорциума «Карачаганак Петролеум Оперейтинг» (KPO), в который входят Shell, Eni (по 29,25%), (18%), ЛУКОЙЛ (13,5%) и «КазМунайГаз» (10%). С 2014 по 2020 гг. наблюдается пик второй фазы добычи (порядка 13 млн т нефти и 18 млрд куб. м газа в год), и в скором времени будут начаты работы над вводом третьей очереди разработки Карачаганака. По предварительным данным, третья очередь разработки будет начата в 2022–2023 гг. и будет способствовать доведению добычи до 15 млн т нефти и 28–30 млрд куб. м газа в год. Таким образом, вплоть до конца 2030-х гг. Карачаганак будет оставаться одним из определяющих объектов нефтегазовой инфраструктуры Казахстана.

Подавляющее большинство казахстанской нефти и газа перевозится через территорию России. Несмотря на возможное увеличение поставок углеводородов в Китай, Россия останется единственным направлением поставок по западному, европейскому, направлению. Напрямую Казахстан поставлять свои ресурсы в европейском направлении не может — даже выход к Каспийскому морю не дает возможности выйти на мировой рынок без применения транзита. Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) — приоритетный маршрут экспортных поставок. В 2015 г. из 65 млн т общего экспорта на долю КТК приходилось 60%. Также активно используется и построенный в советскую эпоху нефтепровод Атырау–Самара и поставки в прикаспийские порты (Махачкала, Баку).

Взаимосвязанность транспортных систем России и Казахстана и многовекторность маршрутов поставки предоставляет Астане возможность выбора. Хотя традиционно большую часть нефти Казахстан поставляет в страны Средиземноморья через Черное море, казахстанские производители имеют техническую возможность сбывать нефть и в прибалтийских портах России. В течение последних лет Казахстан расширил свои возможности для маневрирования, увеличив пропускную способность китайского направления экспорта и объединив месторождения в западных регионах страны с нефтепроводом «Казахстан — Китай», также известным как Атасу — Алашанкоу. На данный момент Казахстан в состоянии экспортировать в Китай до 20 млн т нефти в год, однако ввиду падения спроса в 2015 г. пропускная способность была использована лишь на 22%.

Несмотря на то обстоятельство, что экспорт казахстанского газа играет менее весомую роль, нежели поставки нефти, положение «голубого топлива» на внутреннем рынке другое. В 2015 г. было добыто 45,3 млрд куб. м газа, причем 49% этих объемов приходилось на товарный газ. Остаток был закачан обратно в нефтеносные пласты для повышения добычи нефти. Примерно половина товарного газа, добываемого на территории Казахстана, применяется на внутреннем рынке, чему также способствует покрытие газом все большего числа городов и сел страны. Экспорт газа из Казахстана в 2015 г. он составил 12,7 млрд куб. м, в основном благодаря месторождению Карачаганак.

Ввиду близости казахстанско-российской границы и тесных экономических связей, унаследованных из советской эпохи, когда границы между РСФСР и Казахстанской ССР были фактически неосязаемыми, прежде закачиваемый обратно в нефтеносные пласты высокосернистый газ было решено с 2007 г. поставлять на находящийся в 140 км от месторождения Астраханский газоперерабатывающий завод (ГПЗ). На протяжении более десяти лет поставки газа осуществлялись слаженно, однако бывали и отрицательные моменты. Один из таковых наступил летом 2016 г., когда Астраханский ГПЗ пришлось приостановить для внеплановых работ, а KPO пришлось снижать объемы добычи, принеся казахстанской компании ущерб в 24 млн долл. В этом контексте вновь стали появляться мнения за строительства газоперерабатывающего завода на территории Казахстана.

Хотя власти Казахстана вынашивали аналогичные планы не один год, каждый предыдущий раз, ввиду дороговизны строительства (порядка 4 млрд долл.) в итоге принималось решение продлить ныне существующий механизм поставок. В 2015–2016 гг. возможная реализация проекта была затруднена угрозой судебного арбитража между властями Республики Казахстан и акционерами консорциума KPO, обвиняемыми в предоставлении недействительной информации о доходах, повлекшем за собой недобор доходов государства. По сообщениям СМИ, казахстанские власти требуют от консорциума 1,5 млрд долл. — предыдущее предложение KPO заплатить 300 млн долл. взамен на отказ от каких-либо споров по данному поводу было отвергнуто Астаной. До тех пор пока не будет урегулирован данный вопрос, весьма маловероятно прояснение ситуации относительно строительства газоперерабатывающего завода возле месторождения Карачаганак.

Три четверти добываемого на территории Казахстана газ приходятся на два невероятно крупных нефтяных месторождения — Тенгиз и Карачаганак. Совокупная добыча менее крупных производителей газа, сосредоточенных в Актюбинской и Западно-Казахстанской областях Казахстана, стабильно находится на уровне 10 млрд куб. м и вряд ли будет стремительно расти в кратко- и среднесрочной перспективе. По мере внедрения новых технологий, запуска третьей фазы разработки на месторождении Карачаганак, внедрения проекта «будущего роста» на Тенгизе и постепенного ввода в эксплуатацию Кашагана, в долгосрочной перспективе совокупная добыча газа в Казахстане может вырасти на 10 млрд куб. м к 2021–2022г., достигнув отметки 55–57 млрд куб. м. При этом исходные данные и использование добытых ресурсов останутся примерно такими же, как сейчас.

Казахстан обладает весьма благоприятными перспективами для открытия очередных крупных и сверхкрупных нефтяных и газовых месторождений на каспийском шельфе. Как и в случае с российскими месторождениями, в начале 2000-х гг. был открыт ряд объектов в северо-западной части Каспийского моря на шельфе Казахстана. За исключением месторождения им. В. Филановского, именно казахстанские месторождения стали наиболее крупными открытиями начала XXI в. (см. График 1). Помимо Кашагана, наибольшими перспективами для разработки обладают месторождения Кайран, Актоты и Каламкас-море, находящиеся в непосредственной близости от последнего и, возможно, являющиеся частью единого нефтеносного бассейна. Северовосточная часть Каспийского шельфа Казахстана, расположенная ближе к России, не оправдала надежды международных концернов, и в рамках ряда проектов, включая Сатпаев и Жамбыл, были выявлены меньшие залежи углеводородов, нежели изначально предполагалось.

График 4. Месторождения казахстанского шельфа Каспийского моря.

Название месторождения Год открытия Запасы нефти
(млн т)
Запасы газа
(млрд куб. м)
Начало добычи Тип Владелец
Кашаган 2000 1700 1 2013/2016 Шельф NCOC [4]
Кайран 2003 36 - - Шельф NCOC
Актоты (Актоте) 2003 100 169 - Шельф NCOC
Каламкас-море 2002 67,6 70 2023 Шельф NCOC
Жамбай 2002 41 - - Шельф КазМунайГаз
Жамбыл 2013 32 - - Шельф Zhambyl Petroleum LLP (КазМунайГаз — 73%, KC Kazakh B.V. — 27%)
Исатай 1996 н/д н/д - Шельф КазМунайГаз — 50%
Eni — 50%
Блок Н (Нурсултан) н/д 31,5 19 2018-2019 Шельф Н Оперейтинг Компани (75,5% KMG, 24,5% Mubadala)
Сатпаев 2002 н/д [5] н/д - Шельф «КазМунайГаз» — 75%, ONGC Videsh — 25%
Ауэзов 2007 10 3 - Шельф «КазМунайГаз»
Хазар 2007 31 1,4 - Шельф Каспий Меруерты Оперейтинг Компани Б. В.

Средиземноморский рынок останется основным для казахстанских нефте- и газодобывающих компаний. Основная часть объемов, в соответствии с предыдущим трендом, будет поступать через территорию России — посредством Каспийского трубопроводного консорциума или масштабной сети нефтепроводов «Транснефти». Тенгиз и Карачаганак, лежавшие в основе казахстанской нефтегазовой энергетики на протяжении последних десятилетий, благодаря применению вторичных методов добычи нефти и ввода новых очередей, останутся в списке наиболее значимых месторождений. Однако все большее внимание будет уделяться крупнейшему казахстанскому проекту XXI в. — Кашагану, нефтяные запасы которого позволят Астане ставить перед собой качественно новые вызовы и задачи, включая увеличение объемов поставок нефти в Китай. Экспорт казахстанской нефти в Китай будет неизбежно расти, но возможности Астаны будут ограничиваться спросом китайской стороны.

Иран набирает силы

AFP
Иранская буровая платформа «Иран-Абльборз / Амир Кабир» в Каспийском море

Среди всех прикаспийских стран континентальный шельф Ирана является наименее разведанным и, как следствие, наименее перспективным участком Каспийского моря. Одна из причин сложившейся ситуации заключается в непреклонной позиции Тегерана по вопросу демаркации Каспийского моря. С точки зрения иранских властей, оно должно быть разделено на равные части — по 20% шельфа каждой стране. Недостаточно разведанный участок континентального шельфа резко контрастирует с богатым минеральными ресурсами югом страны. По данным ОПЕК, Иран обладает 13% общемировых запасов нефти, что составляет 158 млрд. баррелей, и 18% запасов газа — 33,5 трлн. куб. м. Однако на сегодняшний день Тегеран в Каспийском регионе представлен в меньшей степени, чем постсоветские республики.

Иран давно планировал проведение разведочных работ на дне Каспия. С 2004 г. Тегеран начал проводить сейсмические исследования дна Каспийского моря, используя лишь одно судно — «Пежвак». На основании проведенных исследований было выдвинуто предположение, что запасы иранского участка Каспийского моря достигают 10 млрд. баррелей нефти. Затем в декабре 2011 г. было открыто нефтегазовое месторождение Сардар Джангал, содержащее, по сообщениям иранской стороны, до 1,4 трлн. куб. м газа и 10 млрд. баррелей нефти. Месторождение находится на глубине 2,5 км и на расстоянии около 250 км от иранского побережья.

Примечательно, что Сардар Джангал — первое открытое за последние 100 лет месторождение в Каспийском море. Тегеран традиционно считал, что северная часть Каспия в большей степени богата нефтью, а южная — газом. Открытие Сардар Джангал, которое, если оценки иранских нефтяников подтвердятся, содержит 7% разведанных запасов нефти Ирана, доказывает, что вышеупомянутый тезис, по всей видимости, не соответствует действительности. На данный момент разрабатывающая месторождение компания Khazar Exploration and Production Company (KEPCO) использует оборудование иранского производства. Однако представляется сомнительным, что иранские компании смогут осваивать месторождения Каспия без привлечения передовых западных технологий.

На фоне снятия санкций в январе 2016 г. Иран активизировал деятельность по каспийскому направлению. В конце ноября 2015 г. в ходе Иранского нефтяного саммита было заявлено, что Тегеран выставит на аукцион 4 блока для проведения геологоразведочных работ. Иран обладает лишь одной плавучей платформой в Каспийском море, которая была использована в ходе открытия месторождения Сардар Джангал — платформой типа FPSO «Амир Кабир». Однако процессу разработки каспийских месторождений может помешать не только отсутствие соответствующего оборудования, но и возможное возникновение территориальных споров. Один из предлагаемых иранским руководством блоков — Блок 06 — находится в непосредственной близости к территориальным водам Азербайджана. Следовательно, в связи с отсутствием договора о делимитации границ между Ираном и Азербайджаном его территориальная принадлежность подлежит трактовке.

В 2001 г. корабль ВМС Ирана заставил судно британской компании BP, проводящее нефтепоисковые исследования на шельфовом месторождении Араз-Алов-Шарг, покинуть территориальные воды, которые Тегеран считает своими. Удивительным представляется факт, что сторонам удалось избежать полномасштабного военного конфликта, поскольку месторождение Араз-Алов-Шарг находится в 90 км от Баку. Тем не менее ни Азербайджан, ни Иран не намерены отказываться от перспективных месторождений на шельфе Каспия. Месторождение Араз-Алов-Шарг находится в замороженном состоянии и ряд прикаспийских государств опасается, что Иран, освободившийся от большей части санкций, повторно заявит о своих территориальных претензиях.

Даже если Тегерану удастся избежать конфликтных ситуаций с прикаспийскими государствами, целесообразность ускоренного развития месторождений может быть поставлена под вопрос. Себестоимость добычи нефти на шельфовых месторождениях Каспийского моря в разы выше, чем на юге страны. Например, благодаря экономии за счет масштабов производства, себестоимость добычи нефти на южных месторождениях (Ахваз, Марун, Агадеган) порой составляет лишь 1 долл. за баррель. Добыча газа также выгоднее в газоносных формациях Персидского залива — иранская часть шельфового месторождения Южный Парс, запасы которой оцениваются в 14 трлн. куб. м, находится на грани вывода добычи на полную мощность. В связи с выгодным положением Персидского залива и низкой стоимостью транспортировки ресурсов приоритет будет отдаваться более масштабным и выгодным проектам на юге страны.

Учитывая наличие более привлекательных с экономической точки зрения альтернатив, Тегерану следует определиться, необходимо ли в кратко- и среднесрочной перспективе приступать к разработке нефтегазовых месторождений на каспийском шельфе страны. Спрос на энергоресурсы обеспечивается благодаря стремительно растущему и урбанизированному населению Ирана, особенно в северной части, где располагается ряд таких крупнейших городов страны, как Тегеран, Табриз, Решт и Кередж. За последние 15 лет спрос на электроэнергию в Иране вырос в 2,4 раза до 282 ТВ/ч в 2015 г., следовательно, ежегодный прирост потребления электроэнергии составляет, примерно, 5%. Из-за отсутствия финансовых ресурсов, требующихся для построения единой нефтегазовой инфраструктуры на юге и севере Ирана, необходимо параллельно развивать обе части страны.

В рамках развития нефтегазовой инфраструктуры севера Тегеран стремится усовершенствовать находящийся на прикаспийском побережье страны порт Нека. Пропускную способность порта — 120 000 баррелей в день — в перспективе планируется повысить до 2,5 млн баррелей. Именно через Неку предполагается осуществлять как нефтяные, так и газовые своповые сделки между каспийскими странами в первую очередь российско-иранские. Летом 2016 г. «Газпром» выразил свою заинтересованность в поставках газа в северные регионы Ирана через территорию Азербайджана. Взамен Тегеран будет поставлять эквивалентный объем сжиженного природного газа в регион Персидского залива.

Помимо свопов сжиженного природного газа Тегеран также заинтересован в восстановлении практики нефтяных свопов с российскими компаниями, заявив о готовности принимать 150 000 баррелей нефти в день. С начала 1997 г. до 2010 г. российские нефтедобывающие компании в первую очередь ЛУКОЙЛ при участии Туркменистана, Азербайджана и Казахстана поставляли нефть в порт Нека. С точки зрения России, расцвет нефтяных свопов — российская компания поставляет ресурсы в северные порты Ирана взамен на поставки аналогичных объемов нефти на южное побережье Ирана — пришелся на середину 2000-х гг. К концу 2000-х гг. поставки уже фактически не осуществлялись, так как для Ирана сделки стали малорентабельными. В 2010 г. после введения международных санкций в отношении Ирана осуществление нефтяных свопов стало невозможным, однако с января 2016 г., когда была снята основная часть санкций, иранские власти вновь стали поднимать этот вопрос. Министр нефтяной промышленности Ирана Б. Зангане выразил заинтересованность в осуществлении сделки «российская нефть в обмен на иранские товары».

В восстановлении своповых сделок с Ираном заинтересован Туркменистан, а также Россия. Компания Dragon Oil, мажоритарным акционером которой является представляющая Объединенные Арабские Эмираты компания Emirates National Oil Company (ENOC), уже обсуждает с иранской стороной — национальной компанией NIOC — возможность поставок нефти в Неку. Взамен иранская сторона может предоставить Dragon Oil эквивалентные объемы нефти для потребностей основных активов ENOC в Объединенных Арабских Эмиратах.

Иран разрабатывает и другие направления поставок, привлекая соседние страны, которые могут составить конкуренцию аналогичным проектам других прикаспийских государств. К одному из таких проектов можно отнести строительство газопровода «Иран — Пакистан — Индия» (ИПИ), реализация которого обсуждается с 1990-х гг. Однако после заключенного в 2006 г. ядерного соглашения с США Дели отказался от участия в проекте. Несмотря на негативное отношение Америки к инициативе, Тегеран после отмены санкций планирует реализовать проект в новом формате газопровода «Иран-Пакистан». В марте 2016 г. газопровод был проведен до границы с Пакистаном, который, в свою очередь, завершит строительство на своей территории лишь к 2018 г. Согласно заключенному в 2014 г. контракту, Тегеран будет поставлять Исламбаду 7,5 млрд. куб. м газа в год с возможностью повышения объемов до 10,3 млрд. куб. м в год.

Перед строительством газопровода «Иран — Пакистан» стоит множество преград. Главный региональный конкурент Ирана Саудовская Аравия обязательно попытается сорвать реализацию проекта, используя связи с премьер-министром Н. Шарифом. Из-за того, что западные финансовые учреждения все еще опасаются вкладывать деньги в Иран, газопровод будет, по всей видимости, строится за счет китайских инвестиций. Пекин пообещал вложить в развитие энергетической инфраструктуры Пакистана 46 млрд долл. Реализация конкурентного проекта ТАПИ сопровождается большим количеством проблем, однако обладает геополитической поддержкой.

Снятие связанных с ядерной программой санкций позволило Тегерану активнее приступить к развитию каспийского шельфа и нефтегазовой инфраструктуры северных регионов страны. Тем не менее ввиду ограниченных финансовых ресурсов и проявления всеобщей осторожности в отношении допуска иностранных компаний к стратегически важным секторам экономики страны развитие будет осуществляться поэтапно, без резких скачков. Иран, по всей видимости, в 2020-х гг. присоединится к числу нефте- и газодобываюших стран Каспийского моря, однако доля Тегерана будет несравнима с Казахстаном, Азербайджаном или Россией. Тем не менее развитие портов севера в первую очередь порта Нека, разработка континентального шельфа и укрепление межрегиональных форматов сотрудничества, в том числе посредством своповых сделок с Россией, Туркменистаном и другими странами, позволит Ирану достичь большей самообеспеченности и удовлетворения нужд жителей северных регионов.

Каспийские богатства России

Вплоть до 1980-х гг. основная часть геологоразведочных работ в Каспийском море осуществлялась на туркменских и азербайджанских участках, так как их рассматривали как наиболее перспективные. Потенциал части континентального шельфа, которая сегодня принадлежит России, считался невысоким. В советское время за российским шельфом значилось лишь одно месторождение возле дагестанского побережья — Инчхе-море. Когда компания ЛУКОЙЛ в 1990-х гг. запускала разведку в северной части Каспия, мало кто мог предположить, что этот регион станет одним из передовых нефтегазовых регионов — как благодаря применению сложных инфраструктурных решений, так и освоению стратегически важного сектора.

Предполагается, что прикаспийский шельф России скрывает в себе до 270 млн т нефти и 0,5 трлн куб. м газа. И хотя запасы Каспия существенно ниже показателей Западной Сибири или Ямала, они важны для российской энергетики: их освоение будет способствовать развитию компетенций в сфере строительства нефтегазовой инфраструктуры и шельфового бурения. К тому же запасы могут оказаться недооцененными — вплоть до 1980-х гг. геологоразведочные работы проводились советскими специалистами исключительно в шельфовых зонах, сегодня принадлежащих Азербайджану и Туркменистану, которые считались наиболее перспективными. Предположения оказались обоснованными, так как благодаря этим усилиям удалось открыть крупные месторождения Булла-Дениз, Азери — Чираг — Гюнешли (АЧГ) и ряд других. ЛУКОЙЛ, на данный момент крупнейшая частная нефтедобывающая компания России, тоже начинал деятельность на каспийском направлении в азербайджанском секторе. Лишь потом (в результате давления со стороны азербайджанских властей) она решила попробовать свои силы на российском шельфе.

Когда ЛУКОЙЛ запускал в 1994 г. свою программу по разведыванию углеводородных запасов российского сектора Каспийского моря, этот регион считался малопривлекательным. Открытие первого каспийского месторождения в истории современной России совпало с еще одним знаменательным событием — выявлением месторождения Кашаган (1,7 млрд т извлекаемых запасов нефти) в прикаспийской зоне Казахстана в 2000г. Открытое в российском секторе месторождение им. Юрия Корчагина существенно уступает по масштабу и структуре Кашагану, тем не менее, способствовало началу весьма стремительного развития каспийской нефтеносной области. В 2001–2008 гг. были открыты еще 7 месторождений — Ракушечное и 170 км (2001), Хвалынское и Сарматское (2002), им. Владимира Филановского (2005), Морское и Центральное (2008). За исключением Морского месторождения, во всех этих проектах принимал участие ЛУКОЙЛ, будь то в качестве единственного акционера или ведущего акционера консорциума.

Такие успехи стали во многом возможны благодаря урегулированию Россией самого острого вопроса в отношении Каспийского моря — демаркации российско-азербайджанской и российско-казахстанской границ. Заключив договор с Казахстаном в 2001 г., с Азербайджаном двумя годами позже, в 2003 г., российские власти сумели устранить риск, что деятельность нефтегазовых компаний России на шельфе приведет к территориальным спорам. Всеобъемлющего соглашения по демаркации границ пяти прибрежных государств все еще нет, несмотря на заверения сторон, что заинтересованность договориться сохраняется. В среднесрочной перспективе и ожидать такого соглашения не стоит, так как оно приведет к радикальному переформатированию баланса сил в регионе Каспийского моря, в первую очередь Россию и Иран устраивает текущее положение дел.

ЛУКОЙЛ был в некоторой степени вынужден пойти на риск в отношении разведки прикаспийских залежей. Уже к 1990 гг. усиливались опасения, что месторождения Западной Сибири, основные активы ЛУКОЙЛа, являвшие собой один из мощнейших драйверов российского нефтегаза в 1970–1980-х гг., постепенно истощаются, и следует найти альтернативные регионы для развития добычи. Хотя на пик добычи месторождения Западной Сибири вышли лишь в 2007 г. и до сих пор сохраняют за собой 58% совокупных объемов добычи нефти в России, ЛУКОЙЛ диверсифицировал свою географию деятельности за счет выхода в Тимано-Печорский бассейн, Балтийское море и Прикаспийский регион. По мере консолидации ЛУКОЙЛа в качестве ведущего российского игрока на каспийском направлении другие компании стали также проявлять интерес к разработке месторождений в регионе, в первую очередь «Газпром» и «Роснефть».

«Газпром», имеющий прямую заинтересованность в развитии Каспийского региона ввиду разработки сверхкрупного Астраханского газового месторождения и газоперерабатывающего комплекса, стал частью консорциума, включающего также ЛУКОЙЛ и казахстанскую «КазМунайГаз», по разработке месторождения Центральное. «Газпром» также состоит в списке акционеров Каспийской нефтяной компании (КНК), однако его доля минимальна — 0,2%. КНК, основные доли в котором имеют ЛУКОЙЛ и «Роснефть» (по 49,8%), обладает лицензией на разработку Западно-Ракушечного, однако в последние годы деятельность по этому направлению была сведена к минимуму. Таким образом, «Газпром» в будущем вряд ли будет уделять особое внимание каспийскому шельфу. Если компания и будет осуществлять инвестиции, то более предпочтительным вариантом являются газоносные объекты на суше — в Астраханской или соседних областях.

«Роснефть» еще в начале 2000-х гг. стремилась закрепиться в каспийском регионе. В 2002 г. она получила право на разработку месторождения Курмангазы, находящегося вдоль российско-казахстанской демаркационной линии, хотя изначально фаворитом аукциона считался ЛУКОЙЛ. Казахстанскую сторону представляла компания «КазМунайГаз». Так как юридически месторождение попадало под юрисдикцию Казахстана, последовали многолетние переговоры относительно инвестиционного режима и деталей соглашения о разделе продукции с Курмангазы. В итоге, однако, в 2006 г. пробуренная скважина не выявила экономически рентабельных запасов углеводородов, хотя, накануне бурения высокопоставленные лица двух сторон говорили о залежах объемом до 1 млрд т нефти. Скважина №2 была пробурена на месторождении в 2009 г. Запасов углеводородов вновь не удалось найти, и проект был отодвинут на второй план.

Тем не менее Роснефть не теряет надежд на участие в разделе недр каспийского шельфа. В 2013 г. компания купила 51%-ную долю в блоке Лаганский, на территории которого находится, среди прочих, и месторождение Морское, с оценочными извлекаемыми запасами нефти в 158 млн баррелей нефти. И здесь «Роснефть» столкнулась с трудностями, так как закрыть сделку с продающей стороной — шведской Lundin Petroleum — не удалось из-за ввода секторальных санкций западными странами в отношении «Роснефти». На данный момент разработка месторождения Морское приостановлена и будет продолжена только после, того как условия позволят оформить сделку. Таким образом, единственный текущий проект «Роснефти» на российском шельфе Каспия — структура Рыбачье, находится в непосредственной близости от месторождения Морское, которую компания разрабатывает с 2014 г. в рамках созданной в 2007 г. Каспийской нефтяной компании, вместе с ЛУКОЙЛом» и «Газпромом».

Усиление государственных акторов нефтегазовой сферы связано не только с вопросами рыночного характера. Речь идет о запрете в отношении частных компаний на единоличную разработку российского шельфа, введенного посредством изменения федерального закона «О недрах» в 2008 г. По сути, изменения в законе означают, что ЛУКОЙЛ и другие негосударственные компании могут впредь участвовать в разработке месторождений Каспийского моря только в качестве миноритарного акционера. Так как положение правительства не имеет обратной силы, выделенные ЛУКОЙЛу структуры не подлежат пересмотру. Тем не менее по сравнению с 1990-ми гг. конкурентная среда среди российских компаний заметно ухудшилась.

lotosgtrk.ru
Российское месторождение им. Юрия Корчагина

Российский сектор каспийского шельфа содержит в себе еще ряд возможностей. По некоторым данным, залежи в непосредственной близости от месторождения им. Юрия Корчагина скрывают еще 250–300 млн т нефти. Следует также отметить, что большинство открытых месторождений в российском секторе Каспийского моря являются мелководными — геологоразведочные работы на глубоководных рубежах могут способствовать существенному приращению совокупных извлекаемых запасов нефти и газа. В течение ближайших 10-15 лет инженерно-геологические изыскания и разведывательное бурение планируются на структурах Хазри, Титонская, Восточно-Ракушечная, Западно-Сарматская и др. Учитывая впечатляющее количество разведанных и перспективных месторождений, тем более удивительно то, что к 2017 г. эксплуатируются лишь две структуры — месторождения им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского.

Первым введенным в строй объектом российского сектора Каспия стало месторождение им. Ю. Корчагина, на котором добыча была начата весной 2010 г. Шельфовые установки, при этом, были российского производства — в результате реконструкции ранее недостроенной буровой платформы «Шельф-7» российской судостроительной компанией «Астраханское Судостроительное Производственное Объединение» была к 2009 г. построена ледостойкая стационарная платформа (ЛСП), с предельной глубиной бурения до 7,4км. Вторая ЛСП, соединенная с первой посредством мостика, являет собой жилой блок для 120 человек, оснащенный вертолетной площадкой. Пиковый уровень добычи в рамках первой фазы разработки — 1,3 млн т нефти и 1 млрд куб. м в год — месторождение им. Ю. Корчагина достигло к 2014 г. Вторая очередь месторождения, которая позволит повысить добычу до 2,5 млн т нефти в год, будет, по всей видимости, введена в 2018 г.

В октябре 2016 г. (после шести лет подготовительных работ и одиннадцать лет спустя его открытия) было введено в строй крупнейшее на данный момент месторождение российского Каспия — им. В. Филановского. Предполагается, что в 2016 г. добыча на месторождении им. В. Филановского достигнет порядка 1 млн т, в 2017 г. — 4,4 млн т, чтобы к 2018–2019 гг. вывести ее уровень до 6 млн т. Ввод дополнительных очередей запланирован на 2017 и 2019 гг. Эксплуатация месторождения продлится до 2045 г. Зимой 2016 г. первая нефть поступила в нефтепровод КТК, который станет основным маршрутом поставок прикаспийской нефти. ЛУКОЙЛ обладает 12,5%-ной долей в КТК, поэтому имеет доступ к мощностям нефтепровода. Связь КТК с месторождениями российского шельфа Каспийского моря обеспечивает нефтепровод мощностью до 9 млн т в год.

Крупнейшее препятствие на пути дальнейшего развития каспийского шельфа России — текущий общемировой уровень цен на нефть и газ. В то время как среднестатистическая себестоимость добычи нефти в России составляет 19 долларов за баррель, месторождения Каспийского моря ввиду усложненных климатических условий, необходимости вести добычу с использованием ледостойких платформ и поставлять добытые ресурсы посредством подводных трубопроводов или танкеров выходят на точку безубыточности только в интервале 40-50 долларов за баррель. Также, после ввода в 2012 г. ужесточающих норм в отношении сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ) в факелах, на нефтедобывающие компании ложатся дополнительные издержки в отношении утилизации ПНГ — необходимость переработки газа в дополнительной мере увеличивает издержки. Однако даже в случае выхода глобальных цен на необходимый уровень амбициозные проекты в российском секторе Каспия могут быть острочены до неопределенного времени ввиду преобладания газовых месторождений и невозможности их коммерческой реализации.

В отличие от азербайджанского шельфа, богатого на нефтяные месторождения, северная часть Каспия является в первую очередь газоносным регионом. За исключением месторождения им. Владимира Филановского, в остальных структурах преобладают газовые залежи (см. Таблицу 1). Российский газовый рынок и без того является перенасыщенным, к тому же с 2011г. потребление газа в пределах страны стабильно снижается, в то время как экспортной монополией все еще обладает исключительно «Газпром». Таким образом, по примеру уже эксплуатируемого месторождения им. Юрия Корчагина газ с каспийских объектов рентабельно поставлять лишь на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) ЛУКОЙЛа в Буденновске для выработки пропилена или, потенциальным образом, на принадлежащий «Газпрому» Астраханский ГПЗ. Исходя из данных условий, ЛУКОЙЛом было принято решение уделять первостепенное внимание нефтеносным объектам Каспийского региона, ввиду наработанного и более выгодного механизма продаж нефти.

График 5. Месторождения казахстанского шельфа Каспийского моря.

Название месторождения Год открытия Запасы нефти (млн т) Запасы газа (млрд куб. м) Начало добычи Тип Владелец Выход на пик
им. Владимира Филановского 2005 153,1 39,8 2016 Шельф 100% ЛУКОЙЛ 2019
им. Юрия Корчагина 2000 16,4 44 2010 Шельф 100% ЛУКОЙЛ 2015
Центральное 2008 90 н/д - Шельф 25% - «Газпром», 25% ЛУКОЙЛ, 50% - Казмунайгаз -
Сарматское (им. Ю.С. Кувыкина) 2002 - 168 2026 Шельф 100% ЛУКОЙЛ -
Ракушечное 2001 30 39 2022 Шельф 100% ЛУКОЙЛ -
Хвалынское 2002 36 332 Отложено (планировалось в 2016г.) Шельф 50% ЛУКОЙЛ, 25% «Казмунайгаз», 17% TOTAL, 8% Engie отложено
170 км 2001 4 16 - Шельф 100% ЛУКОЙЛ -
Морское 2008 12 0,7 - Шельф 100% Петроресурс -
Инчхе-море 1973 9 1,2 - Шельф Нераспределенный фонд Министерства природных ресурсов и экологии РФ -
Курмангазы
Не обнаружено Не обнаружено - Шельф 50% «РН-Эксплорейшн», 50% «КазМунайТениз» -

Еще в начале 2010-х гг. ЛУКОЙЛ намеревался довести к 2016–2017 гг. добычу газа до 6 млрд куб. м в год, после вывода ведущих месторождений в фазу эксплуатации. На месторождение Сарматское приходились бы 4 млрд куб. м в год, в то время как отдача месторождений им. Владимира Филановского и им. Юрия Корчагина достигла бы 1 и 1,2 млрд куб. м в год соответственно. Однако ввод месторождения Сарматское в эксплуатацию был отсрочен до 2026 г., в то время как пиковый уровень добычи на месторождении им. Корчагина был пройден в 2015–2016 гг. Разработка Хвалынского месторождения, обладающего наибольшими запасами газа среди всех открытых месторождений российского шельфа Каспийского моря, была отложена на неопределенное время.

Возникновение более благоприятных условий для разработки месторождений и появление новых экспортных рынков сбыта, в том числе благодаря отмене экспортной монополии «Газпрома» или большего вовлечения других компаний, может в положительную сторону изменить текущее положение дел. Для двух разрабатываемых месторождений требовались 5–6 лет, чтобы ввести их в эксплуатацию — примерно столько же времени нужно и для следующих проектов. При этом придется учитывать фактор природы Прикаспия, обладающей весьма переменчивым характером. Например, уровень вод в Каспийском море в 1960–1970-х гг. снижался, после чего в период 1978–1995 гг. начался неожиданное повышение. Такими же неустойчивыми являются климатические условия региона — зимой северная часть Каспийского моря замерзает, существенно усложняя добычу. Поэтому платформы, посредством которых ведется добыча на месторождениях им. Ю. Корчагина и В. Филановского, являются ледостойкими.

Основа инфраструктуры для месторождений Каспийского моря — ледостойкие платформы, трубы, жилые блоки и ряд других объектов — была произведена в России. Хотя это обстоятельство само по себе является благоприятным развитием для российской нефтегазовой отрасли, все еще отстающей в сфере шельфовых установок от ведущих западных нефтедобывающих стран, ряд услуг по обслуживанию буровых установок, их проектированию, прокладке подводной инфраструктуры, генерации электроэнергии на платформе и др. требовали привлечения зарубежных компаний [6]. Так как контракты на обслуживание им. Ю. Корчагина и В. Филановского были заключены до введения санкций США и странами ЕС, действия этих мер не коснулись этих проектов, однако разработка следующих по очереди месторождений может быть существенно усложнена. Само географическое положение месторождений на каспийском шельфе должно способствовать развитию на местной основе кластера нефтегазового машиностроения, так как транспортировка импортной инфраструктуры вдоль Волги является довольно сложной и дорогостоящей.

Поддержка энергетических проектов в российском секторе Каспийского моря должна быть расширена не только на кластер строительства нефтегазовой инфраструктуры, но и на другие соответствующие сферы. Для месторождений на континентальном шельфе России предоставлен льготный налоговый режим — изначально им была дана 7-летняя отсрочка от уплаты налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) после ввода месторождения в эксплуатацию или до того момента как совокупная добыча не достигнет 10 млн т нефти. В 2015 г. правительство России повысило предел предоставления налоговых льгот до 15 млн т, а также освободили действующие на каспийском шельфе компании от уплаты налога на добавленную стоимость и имущественный налог. Учитывая, что на месторождении им. В. Филановского 15-миллионный предел будет преодолен уже к концу 2019 г., для поддержания конкурентоспособности каспийских проектов в России следует сохранить льготный налоговый режим.

В отличие от казахстанской нефти и туркменского газа, часть объемов которых можно направить в Китай, российские углеводороды будут использованы на внутреннем рынке или экспортированы через причерноморские порты России. Каспийский регион имеет опыт транспортировки нефти через трубопроводную систему «Транснефти», тем не менее основным маршрутом поставок станет Каспийский трубопроводный консорциум (КТК). КТК связывает месторождения Западного Казахстана (отправная точка нефтепровода — Тенгиз) с причерноморским побережьем, откуда с Морского терминала «Южная Озереевка» нефть экспортируется за рубеж. Пропускные мощности КТК в скором времени будут существенно расширены, после того как во втором полугодии 2017 г. завершатся работы, в рамках которых помимо доведения пропускной способности до 67 млн т нефти в год, будет также утроено количество нефтеперекачивающих станций (до 15) и удвоен резервуарный парк Морского терминала (до 1 млрд куб. м).

Добытые на российском шельфе ресурсы можно также направить в трубопроводную систему «Транснефти», однако ряд инцидентов последнего времени снизил привлекательность этого сценария для компании ЛУКОЙЛ. ЛУКОЙЛ использовал нефтепровод Махачкала — Новороссийск для транспортировки добытой на месторождении им. Юрия Корчагина нефти, однако ввиду высокого уровня систематических потерь нефти в ходе перевалки и хранения (в первом полугодии 2016 г. норма потерь была превышена в более чем семь раз), компания переориентировалась на нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан. Существует вероятность, что и потоки казахстанской и туркменской нефти будут перенаправлены на другие маршруты, лишив одно из ключевых предприятий Дагестана основного источника дохода.

Сотрудничество с «Транснефтью» возможно и по северному направлению, однако и здесь для экспортирующих компаний возникает множество вопросов. Качество легкой и малосернистой прикаспийской нефти выше сорта нефти Urals (плотность первой — около 44–45° API, последней — 32–33°), получаемого в ходе смешивания в системе «Транснефти» и продаваемого в прибалтийских или причерноморских портах России, поэтому нефтедобывающие компании понесли бы неоправданные потери, согласившись на такой шаг. С другой стороны, содержание парафинов в прикаспийской нефти примерно в полтора раза выше, чем дозволенный предел сорта Urals, что также создает сложности для сотрудничества. Следует отметить, что правом транспортировки через трубопроводную систему КТК имеют только акционеры консорциума (КазМунайГаз, Шеврон, ЛУКОЙЛ, ExxonMobil, Роснефть-Shell, Eni и др.), поэтому если другие российские компании начнут добычу на каспийском шельфе, придется все-таки находить компромиссный вариант.

Интерес к Каспийскому региону может в будущем подкрепиться разработкой месторождения Великое, открытого в 2013 г. возле Астрахани. Месторождение Великое содержит, по данным на 2016 г., 331 млн т нефти и 99 млрд куб. м газа, став, таким образом, крупнейшим обнаруженным нефтяным объектом в России за последние 20 лет. Оно было открыто в подсолевом комплексе на глубине 5100 метров — в месте, где до этого момента в рамках геологоразведочных работ исследовались лишь слои до 2-километровой глубины. Также, судя по предварительным данным, сернистость углеводородов на Великом ниже, чем на близлежащем сверхкрупном Астраханском газоконденсатном месторождении. Интенсификация геологической разведки на подсолевых участках прикаспийского побережья и открытие там новых месторождений может послужить дополнительным толчком для развития Каспийского региона.

Российский Каспий никогда не сможет занимать мировые позиции, которые имел Азербайджан, региональный конкурент, в советское и даже в постсоветское время. Тем не менее разработка месторождений в российском секторе Каспийского моря, а также в прикаспийских участках России — объективная необходимость. Во-первых, регион обладает значительными залежами углеводородов, существенная часть которых еще даже не разведана. Во-вторых, власти тоже заинтересованы во всестороннем развитии Каспийского региона и посредством налоговых льгот и других послаблений всячески способствуют достижению этой цели. В-третьих, на фоне международных санкций и явной неспособности российских компаний обеспечивать без привлечения иностранных технологий всю полноту процессов разведки и добычи нефти и газа, развитие промышленного кластера, обслуживающего интересы энергетики России (и не только), и локализация продукции — единственный правильный путь в будущее.

1. О Anceschi L. Turkmenistan’s Foreign Policy: Positive Neutrality and the Consolidation of the Turkmen Regime. Central Asia Research Forum. Routledge, 2008. P.87.

2. Argus FSU Energy. 15 September 2016, p.2.

3. Argus FSU Energy. 8 December 2016. P.3.

4. В состав North Caspian Operating Company (NCOC) входят следующие компании: 16,81% - Royal Dutch Shell, Total, ENI, ExxonMobil; 8,4% - «КазМунайГаз», «Самрук-Казына»; 8,33% - CNPC; 7,56% - INPEX.

5. Поисково-разведочная скважина STP-1 в 2015г. не выявила запасом углеводородов.

6. Filanovsky Field Launch in Russia’s North Caspian Offshore Sector is a Key Milestone. IHS Energy Strategic Report, September 2016.


Оценить статью
(Голосов: 49, Рейтинг: 2.47)
 (49 голосов)
Поделиться статьей

Прошедший опрос

  1. У проблемы Корейского полуострова нет военного решения. А какое есть?
    Восстановление многостороннего переговорного процесса без предварительных условий со всех сторон  
     147 (32%)
    Решения не будет, пока ситуация выгодна для внутренних повесток Ким Чен Ына и Дональда Трампа  
     146 (32%)
    Демилитаризация региона, основанная на российско-китайском плане «заморозки»  
     82 (18%)
    Без открытого военного конфликта все-таки не обойтись  
     50 (11%)
    Ужесточение экономических санкций в отношении КНДР  
     18 (4%)
    Усиление политики сдерживания со стороны США — модернизация военной инфраструктуры в регионе  
     14 (3%)
Бизнесу
Исследователям
Учащимся