НЕФТЯНЫЕ ЗАПАСЫ АЗЕРБАЙДЖАНА: СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

Адалят МУРАДОВ


Адалят Мурадов, доктор экономических наук, профессор, заведующий отделом Министерства экономического развития Азербайджана (Баку, Азербайджан)


Нефтяная промышленность занимает значительное место в экономике страны. Достаточно сказать, что в 1941 году республика добывала 172 млн баррелей нефти — почти 75% всей ее добычи в Советском Союзе. Удельный вес нефтяного сектора в ВВП Азербайджана сегодня составляет около 30%.

В 1990-е годы этот сектор, как и азербайджанская экономика в целом, испытал серьезный спад. Стратегическое значение нефтяной промышленности, ее исключительная роль в структурном реформировании национальной экономики обусловили создание и реализацию специальной государственной нефтяной стратегии, что и было сделано. Необходимость такой стратегии была продиктована еще и тем, что роль нефти в мире не уменьшилась, как предполагалось, а возросла.

Конкуренция в этой сфере приобретает все более жесткие очертания. С точки зрения освоения огромных запасов углеводородных ресурсов и поставки их на мировой рынок Каспийский регион в последнее десятилетие занимает в этой конкуренции особое место. По подсчетам департамента энергетики США, запасы нефти региона оцениваются в 200 млрд баррелей. И если принять во внимание, что ресурсы стран Среднего Востока составляют 700 млрд баррелей, то Каспий — второй по значимости среди регионов мира, обладающих значительными ее запасами1.

Для Азербайджана Каспийское море представляет исключительный интерес, так как основные перспективы развития нефтяной промышленности страны связаны с морскими месторождениями. Доказанные запасы нефти республики составляют около 12,5 млрд баррелей, а предполагаемые — 27 млрд баррелей. Причем азербайджанский сектор моря площадью в 78,8 тыс. кв. км (20,8% всей акватории) наиболее изучен. Здесь выявлено 145 перспективных структур, в том числе 40 — на глубине до 60 метров, 33 — от 60 до 200 метров, 72 — на глубинах свыше 200 метров2. По прогнозам, добыча нефти на Каспии в ближайшем будущем составит 4% мировой.

Активное освоение нефтегазовых ресурсов азербайджанского сектора шельфа Каспия началось после того, как 20 сентября 1994 года был подписан "контракт века" — соглашение о разведке, разработке и распределении добычи на месторождениях Азери — Чираг — Гюнешли (АЧГ). В число участников соглашения, создавших Азербайджанскую международную операционную компанию (АМОК), вошли Государственная нефтяная компания Азербайджана (ГНКАР), американские фирмы "Амоко", "Юнокал", "Пеннзойл", британские "Бритиш петролеум", "МакДермотт", "Рамко", норвежская "Статойл", российская "ЛУКойл" (правда, она продала свою долю японской компании), турецкая "ТПАО" и "Дельта" из Саудовской Аравии. В дальнейшем к контракту присоединились японская "Иточу" и американская "Экссон". Этот контракт, подписанный сроком на 30 лет, рассчитан на привлечение в страну инвестиций на сумму более 11 млрд долл.

12 ноября 1997 года на скважине "Чираг-1" была получена первая нефть дебитом более 1 000 тонн в сутки. С этой платформы она ныне подается по подводному нефтепроводу на построенный современный терминал Сангачалы. Впервые в республике (в рамках программы ранней нефти) платформа "Чираг-1" была создана по западным стандартам и от нее проведены два подводных трубопровода (нефтепровод протяженностью 176 км и газопровод до Нефтяных Камней — 48 км).

Разработка Чирага остановила снижение добычи нефти в Азербайджане, и с 1998 года ее производство увеличивается. Так, в 1997 году было получено 9 млн т, в 1998-м — 11,3 млн т, в 1999-м — 13,8 млн т, в 2000-м — 14 млн т, в 2001-м — 14,8 млн т, в 2002-м — 15,3 млн т3. До 1999 года прибыль от реализации направлялась на погашение капитальных затрат по ее добыче с платформы "Чираг-1", а уже в декабре того же года (после празднования пятилетия "контракта века") на мировые рынки ушел первый танкер с прибыльной азербайджанской нефтью.

На начальном этапе разработки только часть добываемого на "Чираг-1" газа транспортировалась на сушу, остальной же сжигался (на факеле) как отходы. Перед ГНКАР стояла задача предотвратить эти потери. Компании удалось обеспечить утилизацию газа на месторождениях Гюнешли и Нефтяные Камни. В результате принятых мер из 3,2 млн м3 добываемого ежедневно попутного газа, 2,6 млн м3 перекачивается на берег, а остальная часть из-за низкого давления сжигается на месте.

Анализируя события, произошедшие со дня подписания контракта, можно сказать, что период кризиса для нефтяного сектора остался позади, его подъем дал толчок развитию и других отраслей экономики страны, вырос интерес к ним иностранных инвесторов. Сразу после заключения "контракта века", не имеющего аналогов по своему масштабу, один за другим подписан еще 21 контракт на совместную разведку, разработку и распределение нефти. Сейчас договоры претворяются в жизнь. В соответствии с этими соглашениями, иностранные инвестиции в экономику республики превысят 60 млрд долл.

В 1997—1999 годах открыты новые газоконденсатные месторождения, в том числе уникальное по запасам Шах-Дениз, залежи газа которого оцениваются в 1 трлн м3 и конденсата — в 150 млн т. По единому мнению западных специалистов, Шах-Дениз — крупнейшее месторождение газа, открытое после 1978 года.

В результате претворения в жизнь Фазы-1 программы полномасштабной разработки месторождений Азери — Чираг — Гюнешли и последующих фаз будут созданы новые объекты и около 3 000 рабочих мест, что окажет положительное влияние на социально-экономическое развитие республики. На разработку этих месторождений будет затрачено 9 млрд долл., а от реализации данных проектов ожидается прибыль в размере 16 млрд долл. Выполнение "контракта века" и других договоров, в том числе по месторождению Шах-Дениз, позволит Азербайджану стать не только экспортером нефти, но и газа. Расчеты показывают, что в ближайшем будущем добыча нефти в республике составит около 60 млн т в год. В целом же нефтяная стратегия страны направлена в первую очередь на интеграцию в мировой рынок путем привлечения иностранных инвестиций, новых современных технологий и т.д.

Следует подчеркнуть, что проектирование и реализация инвестиционных проектов по разведке и разработке месторождений диктовали необходимость безотлагательного решения проблемы транспортировки углеводородов, так как отсутствие безопасных и стабильных магистралей для доставки сырой нефти на мировые рынки могло создать определенные проблемы в привлечении иностранных инвестиций. Поэтому второе направление нефтяной стратегии республики — создание новых трубопроводов для экспорта нефти, что позволит устранить монопольную зависимость в данной сфере.

Напомним, что в начале 1990-х годов, когда на постсоветском пространстве были образованы новые независимые государства, ни Азербайджан, ни другие страны Каспийского региона не имели возможности самостоятельно выйти на мировые рынки. Причины тому — не только механизм экономических взаимоотношений, созданный советской системой хозяйствования, но отсутствие достаточно разветвленной трубопроводной сети.

Впервые реальные перспективы выхода на мировой рынок нефти у Азербайджана появились в результате подписания в сентябре 1994 года соглашения с иностранными нефтяными компаниями о совместной разработке месторождений Азери, Чираг и глубоководной части месторождения Гюнешли, согласно которому и началась реализация проекта добычи ранней нефти. Вместе с тем в кратчайшие сроки был проведен ремонт трубопровода Тихорецк — Грозный — Баку и изменено направление перекачки нефти по нему. 27 октября 1997 года был введен в эксплуатацию нефтепровод Баку — Новороссийск (северный маршрут) — от Сангачалского терминала до российского порта Новороссийск на Черном море. Его протяженность — 1 411 км, из них 224 км— по территории Азербайджана.

К преимуществам этого маршрута специалисты относят возможность повысить пропускную способность нефтепровода до 14 млн т в год, то есть увеличить поставки и по уже функционирующей магистрали. Недостатки — смешивание нефти разных сортов в российской системе нефтепроводов, в связи с чем снизится качество, а значит и цена азербайджанской нефти. К тому же ситуация, сложившаяся на Северном Кавказе, ставила под угрозу безопасность и стабильность работы этой магистрали. Поэтому Азербайджан и АМОК приняли совместное решение о строительстве нефтепровода Баку — Тбилиси — Супса (протяженность 850 км, из них 480 км — по территории Азербайджана) и экспортного терминала на Черном море, которые были сданы в эксплуатацию в апреле 1999 года.

В числе недостатков этого направления называли более высокие (по сравнению с северным маршрутом) капитальные затраты, недостаточные гарантии безопасности нефтепровода, обусловленные нестабильной общественно-политической ситуацией в Грузии, слаборазвитую инфраструктуру и отсутствие у Тбилиси опыта экспорта сырой нефти, а также ставилась под вопрос возможность реализации проекта в намеченные сроки. Однако дальнейшие события однозначно подтвердили целесообразность и экономическую эффективность решения о строительстве данного нефтепровода. Он (западный маршрут) стал альтернативным вариантом поставки азербайджанской нефти на мировой рынок, представляет собой современную, отвечающую требованиям мировых стандартов транспортную систему, позволил обеспечить надежность и гибкость экспорта нефти из Азербайджана и заложить основу Каспийско-Черноморского транспортного коридора для экспорта энергоресурсов и транзита их через Азербайджан и Грузию.

В настоящее время ГНКАР перекачивает нефть по двум направлениям: по трубопроводу Баку — Новороссийск (пропускная способность до 5 млн т) 2,5 млн т нефти и 6,5 млн т — по магистрали Баку — Супса. Но уже в ближайшие годы указанные экспортные маршруты не смогут удовлетворять потребности республики в поставках на мировые рынки. Только по Фазе-1 (начало добычи — первый квартал 2005 г.) контракта Азери — Чираг — Гюнешли, решение по выработке которой было принято 30 августа 2000 года, годовая добыча превысит 15 млн т, а вместе с нефтью с платформы "Чираг-1" — 22 млн т. После запуска проектов Фазы-2 (начало добычи — вторая половина 2006 г.) и Фазы-3 (2008 г.) этот показатель только по контракту Азери — Чираг — Гюнешли приблизится к 50 млн т в год. С учетом других контрактов необходимость строительства нового экспортного трубопровода пропускной способностью в 50 млн т не вызывает сомнений.

Следует отметить, что работа над концепцией Основного экспортного трубопровода (ОЭТ) началась еще в 1996. Были рассмотрены 11 возможных вариантов экспорта нефти из Азербайджана. По первым итогам проведенных исследований определены три коммерчески жизнеспособных маршрута: к Черному морю через Грузию, к Черному морю через Россию, к Средиземному морю через Грузию и Турцию.

На основе прогнозов по добыче на контрактной площади Азери — Чираг — Гюнешли выяснилось, что пропускная способность нефтепровода должна составлять 1 млн баррелей в день (50 млн т в год). Однако для определения экономической эффективности проведены соответствующие расчеты на пропускную способность в 0,5 и 1,2 млн баррелей в день, соответственно 25 и 60 млн т в год. По ряду параметров, в частности низкое содержание серы, близость к экспортным терминалам, возможность обслуживания танкеров большей вместимостью, наличие соответствующих мощностей и технологических возможностей переработки и т.д., более предпочтительными потребителями азербайджанской нефти оказались нефтеперерабатывающие заводы Средиземноморского региона4.

Первичная оценка указанных направлений была проведена на основе ряда факторов: политических (стабильность в регионе и безопасность нефтепровода), экологических (пересечение рек и других водоемов, проход по проливу Босфор, рельеф маршрута), технических (риск и возможность строительства, в том числе завершение в намеченные сроки), коммерческих (капитальные и эксплуатационные затраты, тарифы, максимизация чистой экспортной стоимости азербайджанской нефти). Анализ показал, что маршруты Баку — Супса и Баку — Новороссийск, хотя и характеризуются более низкими капитальными затратами, все же связаны с дальнейшей транспортировкой с Черного моря, что вынуждает решать вопрос о проходе танкеров через Босфор или искать варианты строительства в обход него.

Основная проблема этого пролива — возможная угроза столкновения судов и разлива нефти, что вынудит закрыть или резко ограничить движение танкеров. В настоящее время через пролив проходит порядка 50 млн т нефти и нефтепродуктов в год (приблизительно 5 400 танкеров). Полная грузоподъемность судна обычно составляет от 50 до 100 тыс. т, но в последнее время используют танкеры вместимостью до 150 тыс. т5. После аварий, случившихся в 1980-х — начале 1990-х годов, Турция с одобрения Международной морской организации ужесточила требования по технике безопасности прохода судов через Босфор.

Кроме того, необходимо было тщательно изучить перспективы добычи в странах Каспийского региона и спрогнозировать предстоящие нужды и возможности стран-потребителей. В связи с этим при оценке потенциальных объемов для ОЭТ были рассмотрены три основных источника сырой нефти: добыча по "контракту века" (АЧГ); добыча по итогам разведочных работ, предусмотренных договорами, подписанными Азербайджаном с иностранными компаниями; нефть, добытая в других прикаспийских странах и поставляемая на мировые рынки транзитом через Азербайджан. В этом плане особый интерес представлял анализ динамики добычи в Казахстане и Туркменистане, а также возможности транспортировки части этой нефти по ОЭТ. Было определено, что при благоприятном развитии событий транзит их нефти через Азербайджан может составить 400—500 тыс. баррелей в сутки (20—25 млн т в год).

Достаточно интересными были и результаты анализа объемов поставок каспийской нефти на побережье Черного моря и потребностей прилегающих к нему стран. Прогнозы показывают, что к 2010 году ежесуточное потребление сырой нефти составит в Украине 200 тыс. баррелей, в Румынии — 310 тыс. баррелей, в Болгарии — 150 тыс. баррелей, в Турции — 250 тыс. баррелей, в итоге — 910 тыс. баррелей (порядка 48,5 млн т в год). Если принять во внимание экспорт Азербайджана, России, Казахстана, Туркменистана через порты Черного моря, который к 2010 году достигнет 3,4—3,8 млн баррелей в сутки (170—190 млн т нефти в год), то становится очевидным, что приблизительно 2,5 млн баррелей в сутки (125 млн т в год) необходимо будет вывозить из Черного моря через Босфор или по другим маршрутам в обход пролива.

Таким образом, проведенный ГНКАР вместе с зарубежными нефтяными компаниями анализ разных направлений нефтепровода показал, что с точки зрения безопасности, надежности, стабильности, экологических требований, а также экономической эффективности магистраль Баку — Тбилиси — Джейхан выглядит как самая оптимальная.

В результате этого ГНКАР и фирмы, входящие в АМОК, подготовили совместные коммерческо-технические соглашения о строительстве Основного экспортного нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан, которые 17 октября 2000 года подписаны в Азербайджане, 18 октября — в Грузии и 19 октября — в Турции6.

Протяженность нефтепровода составит 1 757 км, в том числе по территории Азербайджана — 441 км, Грузии — 246 км, Турции — 1 070 км, пропускная способность — 50 млн т в год, стоимость — 2,94 млрд долл., завершение строительства и наполнение нефтепровода нефтью планируется на начало 2005 года.

Маршрут Баку — Джейхан позволит получить непосредственный доступ к рынкам Средиземноморья, а также доставлять нефть крупнотоннажными танкерами в другие регионы мира. К тому же он станет основным магистральным нефтепроводом для стран Великого шелкового пути. Сегодня эта магистраль признана стратегическим проектом не только для Азербайджана, но и для всего Каспийского региона как важнейший фактор обеспечения энергетической независимости всех его государств.

Развитие нефтяного сектора обеспечит рост иностранных инвестиций в азербайджанскую экономику. Так, только по проектам, планируемым до 2004 года, — по первой фазе широкомасштабной разработки АЧГ и Шах-Дениз, а также нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан, и газопровода Баку — Тбилиси — Эрзурум они составят около 9 млрд долл.

Что касается последней магистрали, то она предназначается для экспорта газа в Турцию с месторождения Шах-Дениз, доказанные запасы которого оцениваются, как сказано выше, более чем 1 трлн куб. м, а ежедневная добыча должна приблизиться к 25,5 млн куб. м. Протяженность трассы 650 км, прогнозируемая стоимость — 950 млн долл.

Таким образом, нефтяной сектор Азербайджана вышел на новый этап развития, его роль в экономике страны заметно выросла. Даже при осторожных предположениях о мировых ценах на углеводороды, ожидаемые доходы республики в ближайшие годы будут значительными. Тем не менее, снижая зависимость от цен на нефть, правительство намерено в ближайшей перспективе диверсифицировать экономику и обеспечивать поступательный рост уровня жизни населения, что обеспечит нашей стране достойное место среди цивилизованных государств мира.


1 См.: Алиев Н., Мирзоев М., Шахбазов Э. ОЭТ Баку — Тбилиси — Джейхан: от видения к реальности. Баку, 2001. С. 3—7.
2 См.: Там же. С. 15—17.
3 См.: Алиев Н. ОЭТ Баку — Тбилиси — Джейхан — составная часть нефтяной стратегии президента Азербайджана Гейдара Алиева // Бакинский рабочий, 27 ноября 1999.
4 См.: Алиев Н., Мирзоев М., Шахбазов Э. Указ. соч. С. 20—29.
5 См.: Алиев Г. Концепция нефтяной стратегии в действии // Бакинский рабочий, 20 февраля 2001.
6 См.: Алиев Н. Указ. соч.

SCImago Journal & Country Rank
Реклама UP - ВВЕРХ E-MAIL