Загадки газового коридора

Самыми громкими из них стали торжественный запуск 29 мая на Сангачальском терминале, расположенном к югу от Баку, первого звена Южного газового коридора (ЮГК) – второй нитки Южно-Кавказского трубопровода (ЮКТ-2), а 12 июня в турецком Эскишехире звена №2 Трансанатолийского газопровода (TANAP). Однако ЮГК суммарной пропускной способностью в 16 млрд кубометров газа в год, о необходимости создания которого в Евросоюзе говорили почти два десятилетия, можно будет считать состоявшимся лишь после запланированной на 2020 г. сдачи в эксплуатацию третьего звена коридора – Трансадриатического трубопровода (мощность первой нитки ТАР – 10 млрд кубометров газа в год).

События в ТЭК Туркменистана и Ирана были не столь громкими, но их влияние на глобальный топливный рынок обещает стать весьма значительным. Во всяком случае, Ашхабад заявил, что в экспортной сфере его приоритетом является проект газопровода Туркменистан – Афганистан – Пакистан – Индия (TAPI) проектной мощностью 33 млрд кубометров газа в год. А Иран, оказавшийся после выхода США из ядерной сделки от 2015 года под американским политико-экономическим давлением, начал готовиться к худшему – снижению экспорта своей нефти в Европу. Одним из вариантов адаптации к американским санкциям Тегеран считает расширение сотрудничества с Китаем в сфере ТЭК. 

Таким образом, несмотря на ожидания от "прозападного" ЮГК, "доля Востока" в экспортном каспийском углеводородном балансе обещает стать ещё более доминирующей.

Сдача в эксплуатацию ЮКТ-2 и TANAP – события для Баку и Анкары, безусловно, знаковые. После запуска ТАР у Азербайджана впервые в истории появится техническая возможность экспорта своего газа в Европу. Правда, ЮГК – лишь труба, длинная (суммарно три звена магистрали протянулись на 3,4 тыс. км), относительно дорогая (пока инвестиции оцениваются в 19,2 млрд долларов, а с учётом затрат на Фазу-2 стоимость всего проекта ЮГК переваливает за 45 млрд) и обретающая смысл лишь при проектном заполнении газом.

И здесь возникает резонный вопрос: сможет ли Азербайджан выполнить взятые на себя сырьевые обязательства и закачать в 2020 г. в ЮГК 16 млрд кубометров газа, из которых 10 млрд кубометров – доля Италии, Греции, Албании и Болгарии? Тем более что в очереди за азербайджанским газом выстроились ещё Босния и Герцеговина, Хорватия, Черногория и даже Украина (об этом президёнт Петр Порошенко заявил 12 июня в турецком Эскишехире).

Вопрос деликатный. Деликатный настолько, что его старательно обходили и на торжествах по случаю "исторического" пуска ЮКТ-2 и TANAP, и на дискуссионных панелях XXV Международной выставки и конференции "Нефть, газ, нефтепереработка и нефтехимия Каспия" – самого престижного, как заявляют в Баку, мероприятия в нефтегазовой сфере Каспийского региона.

Если отказаться от традиционных деклараций "об исторической роли ЮГК и Азербайджана в обеспечении энергетической безопасности Европы" и обратиться к фактам, ситуация с проектным заполнением "южного коридора" газом окажется, скажем аккуратно, не простой. Проблема в том, что собственного газа для удовлетворения текущих экспортных обязательств и обеспечения внутреннего рынка у Азербайджана недостаточно, и дефицит республика вынуждена покрывать путём импорта из России и Туркменистана. И в этом контексте ключевой вопрос ЮГК формулируется так: сможет ли Азербайджан с 2020 г. за счёт собственных газовых ресурсов удовлетворить все обязательства по экспорту и внутреннему обеспечению, или параллельный импорт республикой газа из России и Туркменистана – это всерьёз и надолго?

Пока ситуация выглядит так. В 2017 г. в Азербайджане было добыто 18,2 млрд кубометров товарного газа (минус 2,7% по сравнению с 2016 г.). В том числе на месторождениях ГНКАР было извлечено 5,9 млрд кубометров (падение на 5,3%), в рамках Фазы 1 проекта Шах-Дениз – 10,1 млрд кубометров (сокращение на 5,6%), плюс 2,2 млрд кубометров попутного товарного газа дал блок АЧГ. Из этих объёмов было экспортировано 8,7 млрд кубометров (в Турцию – 6,5 млрд кубометров, в Грузию – 2,2 млрд кубометров), использовано в самой республике – 9,5 млрд кубометров. Минус, конечно, транспортные и технологические потери, на объёмах которых в ГНКАР предпочитают не акцентироваться, делая пиар-ставку на снижении выброса в атмосферу попутного нефтяного газа (в 2014 году – 2% от добытого, в начале 2018-го – 1%). Возникший дефицит газа был покрыт импортом из Туркменистана (свыше 1,75 млрд кубометров) и России (0,35 млрд кубометров), составившим суммарно 2,1 млрд кубометров (11,5% от добычи в Азербайджане).

В 2018 г. производство на месторождениях ГНКАР прогнозируется в объёме 5,6 млрд кубометров, в рамках Фазы 1 Шах-Дениза обещан рост до 10,9 млрд кубометров. АЧГ, с которого в первом полугодии республика получала 5,8 млн кубометров в сутки, может дать 2,1 млрд кубометров. Хотя, если Баку потребуется, оператор "контракта века" ВР может снизить закачку газа в пласты АЧГ и увеличить, как это не раз бывало, передачу газового сырья ГНКАР. Итого: 18,6 млрд кубометров. 

Реалии первых месяцев года – суммарные 46,7 млн кубометров товарного газа в сутки, что в пересчёте на год даёт 17 млрд кубометров. Из этих объёмов не менее 6,5 млрд кубометров должна получить Турция, 2,68 млрд кубометров – Грузия. Да, как ожидается, базовый сырьевой источник ЮГК – Фаза 2 Шах-Дениза – до конца этого года может дать 2 млрд кубометров, но эти объёмы прямиком уйдут в Турцию. Равно как по ЮКТ-2 и TANAP в Турцию и Южную Европу должны уходить все проектно-максимальные годовые 16 млрд кубометров Фазы-2. Поэтому решать в 2018 г. проблему дефицита газа, необходимого для удовлетворения текущих внутренних потребностей Азербайджана, вновь призван импорт: из России – от 1,6 млрд кубометров до, не исключено, 2,5-3 млрд кубометров, из Туркменистана (через Иран при сохранении достигнутых суточных объёмов – 6 млн кубометров) – до 2 млрд кубометров.

Другими словами, факты подтверждают справедливость слов, сказанных президентом Ильхамом Алиевым 28 мая этого года на торжествах, посвящённых 100-летию Азербайджанской Демократической Республики: "Азербайджан обладает богатыми природными ресурсами, хотя значительная часть их исчерпана". Ключевое слово в этой фразе – исчерпана.

Разумеется, Баку стремится свести к минимуму газовый импорт и подтвердить вторую часть заявления президента И.Алиева о природных ресурсах строаны: "…Тем не менее, они всё ещё имеются". Во всяком случае, газа, по версии Баку, имеется 2,6 трлн кубометров (по версии ВР – 1,1 трлн кубометров).

О том, как обеспечить собственным сырьём и Азербайджан, и Европу (которую Баку уже сориентировал на получение 31 млрд кубометров по ЮГК после 2026 года) много говорилось на конференции "Нефть и газ Каспия-2018". Принципиальных откровений, правда, не прозвучало. Все заявления руководителей ТЭК республики свелись к "освоению и добыче" на каспийских месторождениях Апшерон, Умид, Карабах, Дан Улдузу, Ашрафи и разведке на перспективных структурах Бабек, Айпара, Шафаг-Асиман, Зафар-Машал и Нахчыван.

"Вишенкой на торте" стали подписанные в Баку 30 мая между ГНКАР и Statoil Azerbaijan (структура норвежской группы Equinor) соглашение с минимальной гарантией возмещения (Risk Service Agreement – RSA) по Карабаху и СРП по блоку месторождений Ашрафи – Дан Улдузу плюс структуре Айпара. Долевое участие сторон – по 50%. Работы на Карабахе планируется вести форсировано: в 2018 г. – бурение разведочно-оценочной скважины и определение извлекаемых углеводородных ресурсов (пока они оцениваются в широком диапазоне 20-100 млн т нефти), в 2021 г. – первые нефть и газ, объёмы добычи которых – вопрос открытый.

Вторая "вишенка" – это скорое освоение в рамках ранее подписанного ГНКАР (80% долевого участия) и британской Nobel Upstream (20%) RSA по освоению месторождения Умид (оценочные запасы – 200 млрд кубометров газа и 40 млн тонн конденсата). Британцы пообещали, что уже в 2022 г. добыча газа на Умиде составит 3-4 млрд кубометров в год. Если же повезёт на Бабеке, то и здесь с 2023 г. можно надеяться получать по 3-4 млрд кубометров газа ежегодно. Осталось от слов перейти к делу и дождаться обещанного. Ведь, судя по ситуации в Туркменистане и Иране, рассчитывать на их газ южному коридору не стоит. А для рентабельного заполнения ЮГК в течение 25-30 лет одного азербайджанского газа может оказаться недостаточно: на ожидаемый прирост добычи в рамках новых проектов (пока речь идёт об Апшероне и Умиде) будет накладываться падение производства на месторождениях ГНКАР, в рамках Фазы-1 Шах-Дениза и на блоке АЧГ.

Пока, конечно, рентабельность ЮГК – вопрос не актуальный, отодвинутый на второй план праздничными пусками ЮКТ-2 и TANAP. Но торжества пройдут, а проблема останется.

Полный текст читайте в №6 "Нефти России"