Распечатать
Оценить статью
(Голосов: 71, Рейтинг: 2.44)
 (71 голос)
Поделиться статьей
Виктор Катона

Специалист по закупкам нефти MOL Group, эксперт РСМД

Конфигурация акторов в регионе Каспийского моря регулярно меняется, благодаря чему особый акцент делается на разнообразии прикаспийских стран. В начале XX в. регион был площадкой противостояния Российской и Британской империй, а с появлением мощного коммунистического государства, Советского союза, напряженность лишь усилилась. Большая часть Каспия в советские годы была оторвана от общемировых рынков, однако играла важнейшую роль для СССР. Иран также переходил от одной крайности к другой — режим шахиншаха был свергнут в ходе Исламской революции 1979 г. Из-за такой «турбулентности истории» в Каспийском регионе не удалось выработать надлежащих механизмов взаимодействия, однако потенциал для сотрудничества в одной из самых нефте- и газоносных частей мира остается очень большим.

После распада Советского союза четыре суверенные страны — Россия, Казахстан, Туркменистан и Азербайджан — стали претендовать на свою часть Каспийского моря. Иран также претендует на свой «кусок пирога», и желания всех стран пока что не удалось учесть в рамках всеобъемлющего документа о демаркации зон Каспийского моря. Россия заключила двусторонние соглашения с Азербайджаном и Казахстаном, вследствие чего были сняты серьезные преграды по разработке северной части Каспия. Центральная и южная части Каспийского моря все еще подвержены конфликтам, в первую очередь с Ираном, не подписавшим демаркационные соглашения ни с одним прикаспийским государством. Несмотря на ряд неурегулированных юридических вопросов, все государства Каспийского региона пытаются извлечь максимальную выгоду из его углеводородного потенциала. В связи с этим представляется необходимым подробно проанализировать, до какой степени это удается России, Казахстану, Азербайджану, Туркменистану и Ирану.

Согласно данным Службы энергетической информации США, Каспийский регион располагает разведанными запасами нефти в 48 млрд баррелей и 8,76 трлн куб. м газа. Шельф Каспийского моря исследован не в полной мере, южная часть континентального шельфа не исследовалась из-за неурегулированности морских границ Туркменистана, Ирана и Азербайджана. Ввиду вышеупомянутых факторов Геологическая служба США предполагает, что недра региона могут содержать дополнительных 20 млрд баррелей нефти и 7,3 трлн куб. м газа. Такие показатели, конечно, несопоставимы с запасами стран Персидского залива или даже самой России (за исключением каспийских ее месторождений). Тем не менее из-за своей близости к Европе и центральному географическому положению, являющейся одновременно и преимуществом, и недостатком Каспийского региона, Прикаспий станет одним из основных факторов надежности энергоснабжения Европы.

Экономические сложности России не могли не сказаться на положении других стран Каспийского региона, за исключением Ирана. Ряд внешнеэкономических связей России был приостановлен или прерван. «Газпром», например, в 2016 г. приостановил закупки туркменского газа, считая в первую очередь необходимым обеспечить сбыт собственного газа. Однако удар пришелся не только на торговлю сырьевыми товарами, также сократились объемы прямых инвестиций и денежных переводов от работающих в России мигрантов. По подсчетам МВФ, падение ВВП России на 1% приводит к падению валового продукта нефтеэкспортирующих стран Прикаспия на 0,4%. И хотя показатели экономического роста Азербайджана, Туркменистана и Казахстана пока что не перешли в «красную зону», прежние стремительные темпы развития в ближайшие годы не сохранятся.

Примечательно, что на фоне падения нефтяных котировок Россия и Казахстан не замедлили процесс развития Евразийского экономического союза (ЕАЭС), образованного в январе 2015 г. В рамках ЕАЭС предполагается углубление экономической интеграции стран — членов, включая также гармонизацию их энергетических курсов. На состоявшемся 31 мая 2016 г. саммите ЕАЭС в Астане было принято решение одобрить единую Концепцию формирования общих рынков нефти и нефтепродуктов Евразийского экономического союза. Создание Единого рынка нефти и нефтепродуктов России, Казахстана, Беларуси, Армении и Киргизии повлечет за собой гармонизацию ценообразования (за исключением транспортных монополий), внедрение мер добросовестной конкуренции, устранение бюрократических барьеров, дискриминационных условий, пошлин и сборов, а также унификацию стандартов и норм в рамках общего пространства ЕАЭС.

Европейская комиссия после вступления в силу Третьего энергетического пакета целенаправленно преследует цель минимизировать зависимость от российских источников энергии и диверсифицировать маршруты поставок и видит в Азербайджане одного из ключевых партнеров в этом направлении. В долгосрочной перспективе ЕС хочет получать 80–100 млрд куб. м газа по Южному газовому коридору, однако вероятность выполнения данной цели минимальна. Азербайджан больше чем 10–15 млрд куб. м поставлять в страны Европы не сможет ввиду естественных ограничений по добыче. К тому же продажа газа в Европе сулит Баку меньшую прибыль, нежели продажа нефти, так как грядущая «газовая война» в Европе, т.е. конкуренция между российским газом и газом, поставляемым из Катара или СПГ США, будет оказывать понижательное давление на цены в течение ближайших десятилетий. Отказ от привязок к нефтяным котировкам в рамках ценообразования природного газа будет также способствовать сокращению маржи производителя.

Гирканское, Хвалынское, Хазарское или Мазендеранское море — все эти названия принадлежат одному и тому же морю-озеру — Каспийскому, являющемуся уникальным в своем роде. Крупнейшее бессточное озеро мира с площадью 371 000 кв. км и ложем океанического типа привлекает представителей нефтяной промышленности уже не одно столетие. Конфигурация акторов в регионе Каспийского моря регулярно меняется, благодаря чему особый акцент делается на разнообразии прикаспийских стран. В начале XX в. регион был площадкой противостояния Российской и Британской империй, а с появлением мощного коммунистического государства, Советского союза напряженность лишь усилилась. Большая часть Каспия в советские годы была оторвана от общемировых рынков, однако играла важнейшую роль для СССР. Иран также переходил от одной крайности к другой — режим шахиншаха был свергнут в ходе Исламской революции 1979 г. Из-за такой «турбулентности истории» в Каспийском регионе не удалось выработать надлежащих механизмов взаимодействия, однако потенциал для сотрудничества в одной из самых нефте- и газоносных частей мира остается очень большим.

Из всех ныне существующих нефтегазоносных регионов Каспий обладает наиболее глубокими традициями промышленной добычи углеводородов. Эпицентром нефтяной революции 1860-х гг., послужившей мощным толчком к появлению понятия «нефтяная промышленность», являлся американский штат Пенсильвания, однако добыча ресурсов со временем сместилась в южные и центральные штаты США. В случае же прикаспийских стран наблюдается удивительная стабильность, — в 1860-х гг. регион уже имел многовековые традиции добычи и использования нефти в повседневной жизни местного населения. Технологии нефтепереработки — на начальном этапе наиболее ценным товаром являлся керосин — в прикаспийском регионе были быстро усвоены и позволили Российской империи полностью себя ими обеспечивать. В дальнейшем нефть и газ продолжали играть важную роль для стран Каспийского моря.

О наличии нефти и газа на территориях, ныне являющихся частью Закавказья, было известно на протяжении нескольких столетий. Марко Поло писал о несъедобном коричневом материале, пригодным для лечения верблюжьей чесотки, использовавшемся в той части Прикаспия, которая сегодня принадлежит Азербайджану. Приверженцы зороастрийства испокон веков молились на огненные столбы, возникающие в результате сгорания газа. В 1870-х гг. нефтедобыча в прикаспийской части Российской империи получила сильный импульс после отмены государственной монополии на разработку месторождений. Лицом преобразований в энергетической сфере стал Людвиг Нобель, внедривший в общемировую практику транспортировку нефти посредством судов. К 1880-м гг. в Баку, центре нефтедобычи всего мира XIX в., имелось более 200 нефтеперерабатывающих заводов. Нефтедобыча в 1901 г. достигла 11,5 млн т в год — такой уровень Советский союз, ввиду последствий гражданской войны и всеобщего хаоса, сумеет преодолеть лишь к 1928 г.

В течение XX в. нефтегазовая отрасль претерпела множество преобразований, и в той или иной период разные регионы приобретал свою привлекательность. Тем не менее энергетика в государствах Каспийского региона удивительным образом сохраняла свою актуальность. Вторжение фашистских войск на территорию Советского союза в 1941 г. стало причиной массированного продвижения к каспийским месторождениям вокруг города Баку. «Если мы не заполучим Баку с ее нефтью, война будет проиграна», — полагал А. Гитлер. Однако благодаря героизму солдат Красной армии такого исхода событий удалось избежать. На тот момент большая часть (порядка трех четвертей) топлива для танков и боевых самолетов Красной армии производилась из нефти, добытой в Азербайджане. Без этой нефти победа бы далась намного тяжелее.

После распада Советского союза четыре суверенные страны — Россия, Казахстан, Туркменистан и Азербайджан — стали претендовать на свою часть Каспийского моря. Иран также претендует на свой «кусок пирога», и желания всех стран пока что не удалось учесть в рамках всеобъемлющего документа о демаркации зон Каспийского моря. Россия заключила двусторонние соглашения с Азербайджаном и Казахстаном, вследствие чего были сняты серьезные преграды по разработке северной части Каспия. Центральная и южная части Каспийского моря все еще подвержены конфликтам, в первую очередь с Ираном, не подписавшим демаркационные соглашения ни с одним прикаспийским государством. Несмотря на ряд неурегулированных юридических вопросов, все государства Каспийского региона пытаются извлечь максимальную выгоду из его углеводородного потенциала. В связи с этим представляется необходимым подробно проанализировать, до какой степени это удается России, Казахстану, Азербайджану, Туркменистану и Ирану.

XXI в. наградил страны Каспийского региона беспрецедентными возможностями, связанными с абсолютно новыми вызовами. Первоочередным потребителем углеводородных ресурсов Каспия является Европа, однако зачастую путь к ней сложен. Россия и Казахстан продолжают использовать традиционный маршрут поставок — трубопроводы, проходящие через Россию, в то время как Туркменистан переориентировался на экспорт ресурсов в Китай и стремится построить Транскаспийский газопровод. Азербайджан связал свои энергетические интересы с Турцией. Турция, ввиду находящихся на ее территории проливов Босфор и Дарданеллы, играет большую роль в обеспечении бесперебойности поставок нефти в Европу, и ее значимость только возрастет после того, как ряд газопроводных проектов (TANAP, Турецкий поток) будут введены в строй.

Согласно данным Службы энергетической информации США, Каспийский регион располагает разведанными запасами нефти в 48 млрд баррелей и 8,76 трлн куб. м газа. Шельф Каспийского моря исследован не в полной мере, южная часть континентального шельфа не исследовалась из-за неурегулированности морских границ Туркменистана, Ирана и Азербайджана. Ввиду вышеупомянутых факторов Геологическая служба США предполагает, что недра региона могут содержать дополнительных 20 млрд баррелей нефти и 7,3 трлн куб. м газа. Такие показатели, конечно, несопоставимы с запасами стран Персидского залива или даже самой России (за исключением каспийских ее месторождений). Тем не менее из-за своей близости к Европе и центральному географическому положению, являющейся одновременно и преимуществом, и недостатком Каспийского региона, Прикаспий станет одним из основных факторов надежности энергоснабжения Европы.

Россия может сыграть важную роль в обеспечении Европы углеводородными ресурсами, но также может и препятствовать этому процессу. Однако более целесообразным является путь сотрудничества, так как экономическая выгода от него существенно больше. В случае применения более конкурентоспособных тарифов транспортировки, более широкого спектра возможностей сбыта, более активного участия компаний в проектах других прикаспийских стран Россия сможет извлечь максимальную выгоду. Обструкционизм и контрлоббирование приведут лишь к еще большему стремлению обходиться без России в прикаспийских вопросах, в то время как Россия, напротив, должна находиться в центре обсуждения. Для нефтегазовой отрасли России Каспийское море также представляет интерес. В «эпоху импортозамещения» Каспий может стать полигоном для создания национальной нефте- и газосервисной индустрии. В период, когда из-за санкционного режима США, ЕС и других стран шельфовые проекты были отодвинуты на второй план, проекты в Каспийском море несут в себе возможность заложить первые камни будущих успехов.

Политико-экономическое положение стран региона

Завершение ресурсного суперцикла, начавшегося после финансового кризиса 1998–1999 гг. и закончившегося, несмотря на промежуточный период депрессии в 2008–2009 гг., в 2014–2015 гг., создало новые политико-экономические реалии для прикаспийских стран. Период 2000–2010 гг., когда все прикаспийские государства, за исключением России в 2009 г., зафиксировали беспрерывный экономический рост, по всей видимости, позади. После резкого падения цен на нефть в 2015–2016 гг., вследствие которого основные маркерные сорта нефти торговались на уровне 30–40 долл. за баррель, восстановление прежних ценовых уровней займет существенно больше времени. В течение 2010-х гг. нефть будет стоить 100 долл. за баррель только в случае масштабного конфликта на Ближнем Востоке, что, учитывая бюджетные сложности нефтедобывающих стран, весьма маловероятно.

Траектория экономического развития Ирана отличается от остальных прикаспийских государств. В 2011–2012 гг. в отношении Тегерана были введены санкции, распространяющиеся и на нефтегазовую отрасль страны, что повлекло за собой невозможность торговать с государствами Европы, а также снижение добычи и выход большинства компаний из иранских проектов. Это привело к тяжелым экономическим последствиям падению ВВП в 2012–2013 гг. на 9%, раскручиванию инфляции до 30–35%. Однако после подписания Совместного всеобъемлющего плана действий в июле 2015 г. и снятия большинства санкций в январе 2016 г. иранская экономика имеет все возможности наверстать упущенное. По прогнозам Международного валютного фонда (МВФ), средний темп роста иранской экономики в 2017–2020 гг. составит 4,17% в год (см. График 1).

Если до кризиса 2008 г. наибольшими темпами роста в прикаспийском регионе обладал Азербайджан, предполагается, что в течение следующих пяти лет Туркменистан будет единственным государством, чей среднегодовой рост ВВП превысит 5%. Хотя среди постсоветских стран Каспийского региона Азербайджан обладает наименьшей зависимостью от Москвы, Баку в 2015–2016 гг. повторил падение российской экономики на фоне низких общемировых цен на нефть. Экономика России, наиболее богатой и мощной страны прикаспийского региона, показывает наименее оптимистические перспективы. В период 2017–2020 гг., по прогнозам МВФ, средний показатель экономического роста будет находиться на уровне 1,3% в год. При отсутствии структурных реформ темпы развития России могут существенно отставать не только от самых быстроразвивающихся держав мира, но и от прикаспийских государств, структура экономики которых весьма похожа на российскую.

Экономические сложности России не могли не сказаться на положении других стран Каспийского региона, за исключением Ирана. Ряд внешнеэкономических связей России был приостановлен или прерван. «Газпром», например, в 2016 г. приостановил закупки туркменского газа, считая в первую очередь необходимым обеспечить сбыт собственного газа. Однако удар пришелся не только на торговлю сырьевыми товарами, также сократились объемы прямых инвестиций и денежных переводов от работающих в России мигрантов. По подсчетам МВФ, падение ВВП России на 1% приводит к падению валового продукта нефтеэкспортирующих стран Прикаспия на 0,4%. И хотя показатели экономического роста Азербайджана, Туркменистана и Казахстана пока что не перешли в «красную зону», прежние стремительные темпы развития в ближайшие годы не сохранятся.

График 1. Реальный ВВП стран Каспийского региона, ежегодное изменение в %.

caspian2.jpg

Источник: МВФ.

На двойной удар низких мировых цен на энергоносители и падения российской экономики отреагировали стандартными мерами — девальвацией национальной валюты и наращиванием дефицита государственного бюджета вследствие увеличения расходов. Казахстан девальвировал тенге еще в 2014 г., Азербайджан и Туркменистан — в первые месяцы 2015 г. Девальвация азербайджанского маната произошла в несколько этапов (в феврале на 34% и еще раз в декабре 2015 г.) и ее масштаб вызван во многом тем обстоятельством, что официальный Баку отменил привязку национальной валюты к доллару США и внедрил свободно плавающий курс маната. Трудности всех постсоветских стран взаимосвязаны с падением российского рубля, обесценившегося в 2014–2015 гг. в отношении доллара США и евро на 119% и 76%, соответственно. Хотя в 2016 г. российская валюта укрепилась примерно на 20% в отношении ведущих мировых валют, ее текущие позиции несравнимы с положением до 2014 г.

Девальвация национальных валют привела к росту инфляционных явлений в национальных экономиках прикаспийских стран (см. График 2). По прогнозам МВФ, Россия, перетерпев 15-процентную инфляцию в 2015 г., будет иметь самые низкие показатели инфляции среди прикаспийских стран. К 2020 г. инфляция в России должна стабилизироваться и достичь показателя 4%. Иран, сумевший перенести еще более существенный скачок инфляции до 35% в санкционный период, к концу текущего десятилетия будет фиксировать инфляцию в 5%. Траектория инфляционных тенденций Азербайджана и Казахстана повторяет российскую, однако со временным лагом в один-два года. На фоне стабилизации нефтяных цен выше 50 долл. за баррель не следует ожидать дальнейших масштабных девальваций национальных валют, страны будут постепенно улучшать свои бюджетные показатели по мере медленного, но поступательного роста нефтяных котировок.

График 2. Инфляция в странах Каспийского региона, ежегодное изменение в %.

caspian3.jpg

Источник: МВФ.

Дефицит бюджета стал повсеместным явлением для государств Прикаспия. Бюджет Азербайджана на 2015 г. изначально рассчитывался на основании цен на нефть в 90 долл. США за баррель, затем — с привязкой к 50 долл. за баррель. Бюджет Азербайджана на 2016 г. был в итоге сверстан из расчета на цену нефти в 25 долл. за баррель. При этом официальный Баку не прибег к корректировке правительственного курса с учетом отрицательной конъюнктуры, а компенсировал дефицит посредством образованного в 1999 г. для сглаживания отрицательных последствий низких цен на нефть Государственного нефтяного фонда Республики Азербайджан (ГНФРА). Власти Казахстана урезали государственный бюджет на 10% (эквивалент 700 млрд тенге) в 2015г., оставив социальные выплаты нетронутыми, и сверстали новый бюджет на 2017–2019 гг., исходя из цен на нефть в 35 долл. за баррель.

График 3. Международные резервы прикаспийских стран, включая золото (в млн долл. США).

caspian4.jpg

Источник: Центральный Банк России, Центральный Банк Республики Казахстан, Центральный Банк Азербайджана, МВФ, База данных ЦРУ.

Баланс международных резервов стран Прикаспия во многом отображает трудности, возникшие у правительств в сохранении социоэкономических условий внутри стран на нормальном уровне (см. Таблица 1). Наибольший урон понес Азербайджан, чьи международные резервы упали с пиковых показателей в 15,2 млрд долл. в июле-августе 2014 г. до 3,97 млрд долл. в январе 2017 г. Туркменистан, по прогнозам, потерял порядка 50% своих международных резервов в 2014–2016 гг. Объем золотовалютных резервов России упал на 25% в период 2014–2016 гг. После достижения «дна» (на уровне 356 млрд долл. США) в марте-мае 2015 гг. резервы России начали непостоянный и скачкообразный рост, который, ввиду постепенного роста цен на нефть, обещает продолжаться и впредь. Иран, также как и Туркменистан, не публикует данные относительно международных резервов, однако по прогнозам международных агентств, с 2014 г. фиксирует рост показателей.

Помимо сокращения бюджетных издержек в некоторых прикаспийских странах также решились на приватизацию компаний с государственным участием для увеличения доходов казны. В первую очередь это касается России, где продажа 19,5% акций Роснефти консорциуму, состоящему из трейдингового гиганта Glencore и Qatar Investment Authority, принесла в государственную казну 11,3 млрд долл. Этой сделке предшествовала покупка контрольного пакета акций Башнефти (50,08%) Роснефтью в октябре 2016 г., способствовавшая увеличению капитализации российского нефтегазового концерна. Исходной предпосылкой внеконкурентной сделки была «максимизация синергетического эффекта для государства», после того как на протяжении нескольких месяцев обсуждалась нецелесообразность участия компании с преобладающим государственным участием в приватизации Башнефти посредством аукциона.

Казахстан, в отличие от России, отложил проведение первичного размещения акций (IPO) КазМунайГаз до 2019 г., ссылаясь на неподходящий характер текущей конъюнктуры. Азербайджан провел несколько раундов приватизации в 2014–2016 гг., однако государство избавлялось от мелких объектов государственной собственности, к тому же ни одна из приватизированных компаний не являлась нефтегазовой. Власти Туркменистана хоть и обещают начать процесс частичной приватизации экономики страны ,однако в период низких цен на энергоносители не предприняли никаких мер по этому направлению. Иран, освободившись от основного бремени санкционного режима, очень активно привлекает зарубежные компании к инвестированию нефтегазовых проектов. Тем не менее из 52 проектов, предлагаемых иностранным компаниям в рамках Iran Petroleum Contract (IPC), ни один не находится на каспийском побережье. Так как энергетические реалии Персидского залива выходят за пределы данного доклада, их рассмотрение требует дополнительных форматов.

Нефтегазодобывающие компании с меньшим трудом справились с окончанием сырьевого суперцикла, нежели правительства, взявшие на себя большую часть бремени. Российский ЛУКОЙЛ хоть и зафиксировал падение чистой прибыли в 2015 г. на 25% и впоследствии в 2016 г., однако сумел избежать смещения ниже «красной черты». Финансовое положение SOCAR также стабильно. Национальная компания Казахстана КазМунайГаз после убыточного 2014 г. смогла переломить тренд и в 2015–2016 гг. зафиксировать прибыль. В этом большая заслуга казахстанского правительства, решившего в августе 2015 г. перейти на плавающий курс тенге и внедрившего с марта 2016 г. новую формулу расчета экспортной пошлины, приведшей к снижению налоговой нагрузки. КазМунайГаз при этом прибегнул и к использованию авансовых платежей для покрытия текущих проблем с ликвидностью — в этой связи наиболее примечательной является сделка с трейдинговой компанией Vitol на общую сумму в 3 млрд долл..

Примечательно, что на фоне падения нефтяных котировок Россия и Казахстан не замедлили процесс развития Евразийского экономического союза (ЕАЭС), образованного в январе 2015 г. В рамках ЕАЭС предполагается углубление экономической интеграции стран-членов, включая также гармонизацию их энергетических курсов. На состоявшемся 31 мая 2016 г. саммите ЕАЭС в Астане было принято решение одобрить единую Концепцию формирования общих рынков нефти и нефтепродуктов Евразийского экономического союза. Создание Единого рынка нефти и нефтепродуктов России, Казахстана, Беларуси, Армении и Киргизии повлечет за собой гармонизацию ценообразования (за исключением транспортных монополий), внедрение мер добросовестной конкуренции, устранение бюрократических барьеров, дискриминационных условий, пошлин и сборов, а также унификацию стандартов и норм в рамках общего пространства ЕАЭС.

Согласно планам стран-участниц ЕАЭС, в 2016–2017 гг. будет осуществлена разработка программы и мер, в 2018–2023 гг. будут внедряться единые правила, а в 2024 г. будет заключен и вступит в силу финализирующий создание Единого рынка нефти и нефтепродуктов договор. Аналогичным образом будет проходить и создание Единого рынка газа, также оговоренного на саммите ЕАЭС в Астане в мае 2016 г. Общий рынок газа ЕАЭС, помимо обеспечения недискриминационного доступа другим акторам и добросовестной конкуренции, способствованию реализации совместных проектов, повышения информационной прозрачности и др., также содержит цель перейти на взаиморасчет в национальных валютах за газовые поставки в рамках общей территории. Также, как и в случае с Единым рынком нефти и нефтепродуктов, соглашение о создании Общего рынка газа предполагается заключить до 1 января 2025 г. Так как помимо России и Казахстана (15% общемировой добычи нефти) в ЕАЭС не имеется других крупных энергетических держав, данные меры, по сути, сводятся к гармонизации российского и казахстанского правовых режимов в сфере нефти и газа. Устранение таможенных пошлин и сборов, в свою очередь, является крайне желанной целью для ресурсоимпортирующих стран-членов ЕАЭС, в первую очередь Киргизии и Армении.

Россия и Казахстан также приняли активное участие в координации деятельности нефтедобывающих государств по линии Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК). Конструктивная позиция Москвы не только убедила представителей Саудовской Аравии в целесообразности существенного снижения добычи (486 000 баррелей в день), но и способствовала достижению консенсуса между Эр-Риядом и Тегераном. Россия, устанавливающая рекордные показатели добычи в течение 2016 г., взяла на себя обязательство снизить нефтедобычу на 300 000 баррелей в день в первом полугодии 2017 г. Хотя предполагалось, что из-за технических соображений снижение добычи начнет материализоваться только во втором квартале 2017 г., сокращение начались уже с первых месяцев 2017 г. Казахстан также присоединился к Венским соглашениям ОПЕК, пообещав сократить нефтедобычу на 20 000 баррелей в день, что, учитывая ввод в строй сверхкрупного месторождения Кашаган, является достойным жестом со стороны Астаны.

Политическое сотрудничество непосредственно самих стран Прикаспийского региона оставляет желать лучшего. Начиная с 2002 г. состоялось четыре саммита «пятерки» стран Каспийского региона, основной целью которых является демаркация географических границ между странами — в 2002 г. в Ашхабаде, 2007 г. в Тегеране, 2010 г. в Баку и в 2014 г. в Астрахани. Перенос пятого саммита, местом проведения которого была определена Астана, с 2016 на 2017 г. свидетельствует об отсутствии реального прогресса в деле разграничения континентального шельфа Каспия. Россия, Азербайджан и Казахстан в рамках двусторонних договоренностей определили свои границы континентального шельфа, вследствие чего политическая воля к подписанию всеобъемлющего договора по Каспийскому морю стала уменьшаться. К тому же Россия и Иран, не желая превращения Каспийского моря в коридор поставок углеводородов в обход обеих стран, вряд ли подпишут всеобъемлющий договор. Поэтому лоббирование сделки со стороны властей Европейского союза и Соединенных Штатов Америки, заинтересованных в снижении зависимости европейских стран от России (и, в случае необходимости, Ирана), в кратко- и среднесрочной перспективе не приведет к желанному результату.

Тем не менее саммит прикаспийских стран — полезный инструмент для сближения позиций стран-участниц. Соглашение о ликвидации чрезвычайных происшествий в Каспийском море, являющееся результатом Астраханского саммита и вступившее в силу в декабре 2016 г., во многом упростит региональное сотрудничество стран по линии МЧС. В рамках данного формата продолжается работа над вопросами военной безопасности, судоходства, гидрометеорологии, охраной окружающей среды и т.д. Все эти сферы требуют дополнительной координации, однако главными с точки зрения энергетики являются соглашения о демаркации границ и об организации транспортировки по дну Каспийского моря. Появление альтернативных форматов сотрудничества в регионе, например саммиты «Россия — Азербайджан — Иран», могут в дополнительной степени усложнить выработку общеприемлемого варианта.

Экономическое развитие государств Прикаспия сопряжено с необходимостью защиты хрупкой флоры и фауны региона. Каспийское море обладает реликтовыми флорой и фауной, оставшимися от прежде существовавших Сарматского и Понтического морей. Добыча нефти и газа не только вызывает загрязнение моря, но также увеличивает содержание других элементов в морской воде, в первую очередь металлических (ртуть, цинк, железо и др.) [1]. Количество каспийских нерп за последние сто лет упало в пятнадцать раз до текущего уровня в 100 000 особей. Основными причинами столь резкого снижения является загрязнение моря и воздуха, а также утрата естественной среды обитания из-за человеческой деятельности. Нерпы размножаются и вынашивают щенков в более мелководной, северной части Каспия. Учитывая практически полное отсутствие внимания к вопросам экологии в имперский и советский периоды истории России и других стран Прикаспия, настало время с особой тщательностью следить за восстановлением экологии в Каспийском регионе.

Энергетические курсы стран Прикаспия имеют много общего, хотя Иран часто является исключением из общего тренда. Постсоветские страны Прикаспия в 1990-х гг. активно привлекали иностранных партнеров, в первую очередь западных нефтегазовых «мейджоров». В 2000-х гг. такая заинтересованность постепенно угасала, тем не менее бизнес-климат для зарубежных компаний не претерпел существенных изменений. После финансового кризиса 2008 г., однако, во всех постсоветских странах был ужесточен режим доступа к разработке месторождений, в ряде случаев были введены законодательные меры, предоставляющие привилегированное положение компаниям с государственным участием. В Российской Федерации общий тренд на сворачивание проектов с вовлечением зарубежных партнеров был усугублен введением секторальных санкций против ведущих энергетических концернов страны. Взаимоотношение Тегерана и западных энергетических компаний в меньшей степени подчиняется экономической конъюнктуре и зависело от наличия санкционных мер. После снятия санкций, введенных против Ирана в январе 2016 г., Тегеран запустил ряд проектов для привлечения иностранных компаний, действуя таким образом вразрез общему тренду среди прикаспийских государств.

Ресурсы Каспийского региона: Азербайджан в ожидании новых проектов

Азербайджан обладает самыми глубокими традициями в отношении добычи нефти и газа среди всех стран Каспийского моря. Начиная со средневековья можно документальным образом проследить за добычей нефти на территории, ныне являющейся частью Азербайджана – арабские и европейские географы, среди прочих и Марко Поло, как местное население добывает нефть с применением воды и затем транспортируется ее в крупных сумках из тюленьей кожи. Азербайджан являлся эпицентром нефтегазовой энергетики даже в рамках Российской империи — по мере роста добычи именно здесь был построен первый нефтепровод Балаханы — Черный город, спущен на воду первый нефтяной танкер в мире — «Зороастр» грузоподъемностью в 242 тонны. В советское время Азербайджан, вплоть до освоения месторождений Западной Сибири, играл ключевую роль в обеспечении страны нефтью. В это время была построена первая нефтяная платформа в мире, нефтяные камни, ставшая также первым объектом по разработке богатств Каспийского моря.

После падения Советского союза руководство Азербайджана практически сразу же стремилось к диверсификации партнеров. В сектор геологоразведки и добычи приглашались западные компании (несмотря на давление и лоббирование российской стороны, Москва смогла закрепить за собой лишь весьма малую долю в проектах), заключались далеко идущие соглашения о разделе продукции, планировались новые маршруты поставки. К тому же администрация США обозначила вывод Азербайджана на мировые рынки нефти в качестве приоритетной задачи на каспийском направлении, а также в качестве гарантии недопущения произвола со стороны стран Персидского залива и против экспансионного влияния России на постсоветском пространстве. Азербайджан в 1990-е и 2000-е гг. имел наиболее открытую экономику среди прикаспийских стран, в этот внешнеполитический курс внес свои изменения лишь глобальный экономический кризис, разразившийся в 2008 г.

Активная геолого-разведочная деятельность в период существования Советского союза во многом предопределила те успехи, которых Азербайджан добился в первые десятилетия своей независимости. Основные объекты углеводородной энергетики Азербайджана были предварительно разведаны еще в 1950-е гг., среди прочих, и сверхкрупное газоконденсатное месторождение «Шах-Дениз» (1953). У Азербайджана не было проблем с преемственностью кадров-специалистов в нефтяной сфере, и он смог извлечь выгоду из того колоссального опыта, накопленного в отношении нефте- и газоносных регионов Каспийского моря. Примечательно, что в начале XX в. большинство нефтяников были русскими и персами, азербайджанцы составляли лишь одну пятую часть всей рабочей силы. Благодаря начатой в 1920–1930-е гг. «коренизации» азербайджанские нефтяники славились своими профессиональными компетенциями.

В эпоху независимости нефть и газ продолжают играть доминирующую роль в экономической жизни Азербайджана. Нефтяная промышленность составляет 95% экспортной выручки и более половины доходов правительства, от колебаний общемировых котировок нефти зависит благосостояние практически всех слоев населения. В скором времени, однако, роль нефти перейдет к газу, который в 2020-х гг. станет основным экспортным товаром Азербайджана. Нефтяная промышленность этой прикаспийской страны будет оставаться одной из крупнейших в регионе, однако ее удельный вес в экономике страны будет снижаться по мере истощения крупнейших месторождений. В ряде сверхкрупных месторождений, открытых и введенных в эксплуатацию советскими геологами в 1970–1980-е гг., на данный момент применяются технологии вторичного повышения нефтеотдачи и пик добычи на большинстве уже пройден.

Крупнейшим нефтяным месторождением Азербайджана является Азери — Чираг — Гюнешли (АШГ), на долю которого приходится порядка 80% всей нефтедобычи страны (31 млн. тонн из 41–42 млн т). АШГ было обнаружено в 1970-х гг. советскими геологами и находится на расстоянии 120 км на восток от Баку, на глубине 120–170 м. Месторождение разрабатывается на основе заключенного в 1994 г. «Контракта столетия» — соглашения о разделе продукции, которое изначально заключалось между правительством Азербайджана и одиннадцатью иностранными компаниями. На данный момент в разработке АЧГ принимает непосредственное участие девять компаний: оператор проекта BP (35,8% акций), SOCAR (11,6%), Chevron (11,3%), INPEX (11%), Statoil (8,6%), ExxonMobil (8%), TPAO (6,8%), ITOCHU (4,3%), ONGC Videsh (2,7%).

Разработка Азери — Чираг — Гюнешли способствовала преобразованию энергетической политики Азербайджана и дала толчок к диверсификации маршрутов поставок. На момент ввода АШГ в эксплуатацию в 1997 г. для нефтедобывающих компаний в Азербайджане существовало два экспортных маршрута. Основным являлся нефтепровод Баку — Новороссийск, введенный в эксплуатацию в 1996 г. Вскоре после этого, в 1999 г. был введен в эксплуатацию альтернативный маршрут, не проходящий по территории России, — нефтепровод Баку — Супса. На фоне прироста добычи стало обсуждаться строительство нефтепровода, связывающего нефтедобывающие объекты на каспийском шельфе со средиземноморским побережьем. Нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан, активно лоббируемый Соединенными Штатами (так как он не проходит ни по российской, ни по иранской территории) был построен в 2003–2006 гг. и с тех пор является ключевым вектором азербайджанских нефтяных поставок.

Пик добычи на Азери — Чираг — Гюнешли был пройдён в 2014–2015 гг. Хотя акционеры проекта намеревались стабилизировать добычу в 2015–2020 гг. на уровне 33–34 млн т нефти в год, более реалистичным является уровень в 30–31 млн т. Нефтяные компании активно разрабатывают ранее неосвоенные части АШГ — в 2014 г. был запущен последний проект, платформа Западный Чираг. Также ведется деятельность по разработке залежей за пределами территории Азери — Чираг — Гюнешли. Например, SOCAR уже не одно десятилетие ведет добычу на мелководном участке Гюнешли, не вошедшем в «контракт века». Так как Баку заинтересован в том, чтобы добыча углеводородов осуществлялась как можно дольше, уже обсуждаются возможности продления соглашения о разделе продукции, сроки которого заканчиваются в 2024 г. до 2050 г.

Таблица 1. Месторождения азербайджанского сектора Каспийского моря.

Название месторождения

Год открытия

Запасы нефти
(млн тонн)

Запасы газа
(млрд.куб. м)

Начало добычи

Тип

Владелец

Азери — Чираг — Гюнешли

1979–1987

930

600

1997

Шельф

BP, SOCAR, Chevron, INPEX, Statoil, ExxonMobil, TPAO, ITOCHU, ONGC Videsh

Мелководный Гюнешли

1979

175

100

1987

Шельф

100% SOCAR

Апшерон

2001

-

350

2021

Шельф

Total 40%, SOCAR 40%, ENGIE 20%

Шах-Дениз

1954/1999

-

1200

2006

Шельф

BP, TPAO, SOCAR, Petroliam Nasional Berhad, NIOC (10%), «ЛУКОЙЛ» (10%)

Зафар — Машал

1961/2004

Не обнаружено [2]

Не обнаружено

-

Шельф

SOCAR, Statoil

Алов — Араз — Шарг

1985-1987

300

395

-

Шельф

Территория оспаривается (Иран — Азербайджан), разработка не ведется

Ялама

1997

Не обнаружено[3]

Не обнаружено

-

Шельф

100% SOCAR

Инам

1953

200

н/д

-

Шельф

SOCAR 50%, BP 25%, KNOC 8%, Royal Dutch Shell 5% и др.

Булла-Дениз

1975

-

17

1976

Шельф

100% SOCAR

Ашрафи

1999

50

-

-

Шельф

100% SOCAR

Карабах

1965/2000

100

-

-

Шельф

100% SOCAR

Умид

1953/2010

-

192

2012

Шельф

100% SOCAR

Бабек

2004

-

400

-

Шельф

100% SOCAR

Пострадает от снижения объемов добычи нефти и инфраструктура, используемая для экспорта азербайджанских углеводородов за рубеж. Нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан (БТД), отправной точкой которого является терминал Сангачал в Баку, заполняется на 80% азербайджанской нефтью и заполняется лишь на 50% от совокупной пропускной способности в 1,2 млн баррелей в день. Такой показатель, особенно на фоне решения ведущих игроков нефтяного рынка в Каспийском регионе пользоваться услугами КТК, будет снижаться в дальнесрочной перспективе. Представима ситуация, когда излишние объемы нефти Казахстана, добытой на месторождении Кашаган в результате ввода дополнительных очередей добычи, будут транспортировать по нефтепроводу БТД, тем не менее преобладающее большинство объемов будет поступать в Новороссийск.

Хотя Азербайджана издавна ассоциировался с добычей нефти, газ будет играть все большую роль в энергетическом комплексе страны. Добыча товарного газа в Азербайджане в период 2006–2016 гг. утроилась с 6 млрд куб м до 19 млрд куб м, и были запущены первые маршруты поставок природного газа за рубеж. Совокупные объемы добычи газа в 2013–2016 гг. колеблются в интервале 29–30 млрд куб. м, так как порядка 10 млрд куб. м попутного газа закачиваются обратно в нефтеносные пласты для повышения нефтеотдачи. Блок месторождений Азери — Чираг — Гюнешли, в рамках которого добывается как попутный, так и природный газ, традиционно был основой газодобычи до ввода в строй Шах-Дениз в 2007 г. Шах-Дениз является весьма дорогостоящим проектом — 28 млрд. долл. однако, с точки зрения официального Баку, он стоит того.

Газовый сектор Азербайджана на данный момент находится в переходном состоянии — ожидается выход на новый качественный уровень. Амбивалентность весьма отчетливо отслеживается на примере поставок азербайджанского газа в Россию. За последние пять лет экспорт газа из Азербайджана в Россию по газопроводу Баку-Махачкала упал с 1,5 млрд куб. м в год до нуля в 2015 г. Более того, Азербайджан выказывает заинтересованность в поставках газа из России для покрытия внутренних нужд страны. В этой связи «Газпром» заключил соглашение с государственной SOCAR о поставках вплоть до 2 млрд куб. м в год, что, вкупе с недавно заключенным контрактом на поставку 2 млрд куб. м для нужд «Азербайджанской метаноловой компании» (AzMeCo), свидетельствует о значительном текущем дефиците газа. До этого, начиная с 2006 г., Азербайджан не импортировал газ из России

Свои надежды Баку связывает со второй фазой разработки месторождения «Шах-Дениз» (также упоминается как «Шах-Дениз 2»), находящегося на континентальном шельфе Каспийского моря в 70 км от Баку. Это газоконденсатное месторождение с извлекаемыми запасами в 1,2 трлн куб. м разрабатывается с 2006 г. и добыча на нем в 2015 г. в рамках первой фазы освоения достигла пиковой уровня в 10 млрд куб. м. Новый виток развития, упоминаемый как «Шах-Дениз 2», увеличит добычу на месторождении до 26 млрд куб. м. Основную часть прироста — 10 млрд куб. м — акционеры проекта намереваются поставлять в Европу. Шесть млрд куб. м Азербайджан обязался поставлять в Турцию в рамках существующего двустороннего контракта. Так как турецкая часть газопровода TANAP будет, согласно планам, достроена в 2018 г., Турция станет получать газ первой, в то время как добываемый на «Шах-Денизе 2» газ станет поступать к европейским потребителям немногим позже, предположительно в 2020 г.

Контрактные поставки азербайджанского газа в Турцию начались в 2007 г., после того как был введен в строй нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан (контракт о поставках был заключен четырьмя годами ранее). Азербайджанская сторона обязалась поставлять 6,6 млрд куб. м газа в год. В течение первых лет поставок наблюдалась недопоставка голубого топлива, отчасти из-за инфраструктурных проблем в восточной части Турции. После 2018 г. энергетическая связка Баку — Анкара получит ожидаемое скрепление. Турецкие компании активно привлекаются к разработке азербайджанских месторождений, национальная нефтяная компания Турции TPAO принимает участие в четырех проектах, инвестировав в Азербайджан более 10 млрд долл. Следует отметить, что акционерная структура «Шах-Дениз» не является постоянной, из проекта в 2014 г. полностью вышла норвежская Statoil, продав Petronas, BP и SOCAR свои акции, составлявшие 25,5% общего долевого капитала. На данный момент акционерами «Шах-Дениз» являются: BP (28,8%), TPAO (19%), SOCAR (16,7%), Petronas (15,5%), NIOC и ЛУКОЙЛ (по 10%).

Азербайджан, помимо «Шах-Дениз», обладает и рядом других газовых проектов, находящихся на различных стадиях готовности и коммерческой рентабельности (см. График 1). Несмотря на наличие наиболее крупных открытий в регионе Каспийского моря, Азербайджан также обладает наибольшим количеством неуспешных скважин, оказавшихся коммерчески нерентабельными. Структура «Ялама», в разработке которой непосредственно принимал участие ЛУКОЙЛ, сулила акционерам до 120 млн тонн и 50 млрд куб. м, однако после двух попыток бурения в 2005 и 2009 гг. оказалась непродуктивной. Сложная геология месторождения также является проблемой. Например, на месторождении «Умид» через два года после начала добычи ее уровень стал падать ввиду серьезных изменений в давлении пласта. Данное явление может быть причиной недостаточной достоверности показателей начальных запасов углеводородов в продуктивных пластах или неучтенных геологических факторов.

Поведение зарубежных «мейджоров» в отношении проектов на каспийском шельфе Азербайджана является вполне четким показателем перспективности той или иной структуры. Например, практически все структуры севернее Азери — Чираг — Гюнешли, находящиеся ближе к российской границе, — Ялама, Карабах, Ашрафи — изначально разрабатывались в рамках международных консорциумов, акционерами которых были BP, ЛУКОЙЛ, Agip, ITOCHU, Unocal и др. Однако все «мейджоры» покинули эти проекты, и на данный момент все права на эти объекты принадлежат SOCAR. Аналогичная ситуация наблюдается и в отношении месторождении ближе к азербайджанско-иранской границе — блоки Курдаши, Ланкаран, Нахчыван, разработку которых сочла неперспективной даже азербайджанская SOCAR.

Несмотря на ряд неудачных бурений, имеются и успешные проекты. Глубоководное месторождение «Апшерон» (глубина воды 500-600 м, глубина залегания продуктивных пластов 6500–6700 м) расположено посередине между «Шах-Дениз» и АШГ и обещает стать одним из основных центров газодобычи всего Каспийского моря. Хотя Апшерон и не обладает такими масштабными запасами газа, как «Шах-Дениз», оно станет надежным подспорьем для развития азербайджанской энергетики. Запуск месторождения, оператором которого является французский Total, намечен на 2021 г. и уже к 2024–2025 гг. добыча в рамках первой фазы разработки достигнет проектного пика –—5 млрд куб. м в год. Мощный толчок развития газовой отрасли Азербайджана может дать и урегулирование территориальных споров с другими прикаспийскими государствами — по месторождению «Сердар-Кяпаз» с Туркменистаном и «Алов-Араз-Шарг» с Ираном.

Европейская комиссия после вступления в силу Третьего энергетического пакета целенаправленно преследует цель минимизировать зависимость от российских источников энергии и диверсифицировать маршруты поставок и видит в Азербайджане одного из ключевых партнеров в этом направлении. В долгосрочной перспективе ЕС хочет получать 80-100 млрд куб. м газа по Южному газовому коридору, однако вероятность выполнения данной цели минимальна. Азербайджан больше чем 10–15 млрд куб. м поставлять в страны Европы не сможет ввиду естественных ограничений по добыче. К тому же продажа газа в Европе сулит Баку меньшую прибыль, нежели продажа нефти, так как грядущая «газовая война» в Европе, т.е. конкуренция между российским газом и газом, поставляемым из Катара или СПГ США, будет оказывать понижательное давление на цены в течение ближайших десятилетий. Отказ от привязок к нефтяным котировкам в рамках ценообразования природного газа будет также способствовать сокращению маржи производителя.

Если до кризиса 2008 г. наибольшими темпами роста в прикаспийском регионе обладал Азербайджан, предполагается, что в течение следующих пяти лет Туркменистан будет единственным государством, чей среднегодовой рост ВВП превысит 5%.

Азербайджан, принимая во внимание сложные геополитическое положение в Закавказском регионе и стремление прикаспийских стран к взаимовыгодному сотрудничеству, активно участвует в обменных операциях с соседними государствами. Азербайджан поставляет Ирану ежегодно 300–400 млн куб. м газа взамен на обеспечение голубым топливом анклавного Нахичеванского региона. Чтобы поставлять газ в Нахичеванский регион, Азербайджану следовало бы проложить газопровод по территории Армении, что, принимая во внимание периодически возобновляющийся конфликт в Нагорном Карабахе, по сути, нереализуемо. Также существует механизм обменов с «Газпромом». «Газпром» в течение летнего периода поставляет газ, чтобы Баку затем во время зимнего периода компенсировал эти объемы, таким образом облегчив задачу российскому концерну, которому не придется транспортировать газ для кавказских республик через всю территорию России.

Как уже упоминалось, климатические условия Каспийского моря непредсказуемы и изменчивы, что требует от нефте- и газодобывающих компаний особой осторожности в ходе освоения континентального шельфа. Разработку проектов в азербайджанской части Каспийского моря зачастую приходится прерывать из-за техногенных инцидентов. В декабре 2015 г. добыча на морской платформе «Гюнешли» была приостановлена после того, как в ходе привычного для прикаспийской зимы шторма оборвался газопровод. Это привело к крупному пожару на платформе, унесшему жизни 30 нефтяников. В сентябре 2016 г. ситуация повторилась, однако тогда возникший из-за выброса газа пожар удалось потушить без каких-либо последствий. Трагические инциденты в Каспийском море происходят не только на платформах SOCAR, аналогичные трагедии имели место в советское время. Тем не менее меры, предпринимаемые компаниями на шельфе Азербайджана, все еще недостаточны для обеспечения безопасности нефтяников.

Нефтяная эпоха Азербайджана еще далека от завершения, однако начало ее конца уже состоялось. Баку, однако, сможет плавно переориентироваться на газ и стать одним из основных акторов диверсификационной инициативы Европейского союза. Возможно, каспийский шельф Азербайджана не содержит столько природного газа, чтобы удовлетворить нужды страны на «целый век», как это заявлял министр энергетики Натиг Алиев. Однако его будет достаточно для сохранения за Баку ведущей роли в Каспийском регионе. Обладая необходимой нефтегазовой инфраструктурой и весьма удачным географическим положением, находясь на середине пути от Каспийского моря к Черному, Азербайджан не будет терять свои позиции в XXI в.

1. Anan Y., Kunito T., Ikemoto T. et al. Elevated Concentrations of Trace Elements in Caspian Seals (Phoca Caspica) Found Stranded During the Mass Mortality Events in 2000. Arch. Environ. Contam. Toxicol. 2002, Volume 42.

2. После бурения разведочной скважины в 2004г., оператор проекта ExxonMobil заявил об открытии «коммерчески нерентабельных» запасов на месторождении, хотя изначальные азербайджанские прогнозы говорили о 300 млрд. м3 природного газа и 140 млн. тонн нефти. После почти 10-летнего простоя в 2013г. Statoil заинтересовалась разработкой месторождения, договорившись с SOCAR о совместной разработке Зафар-Машал.

3. ЛУКОЙЛ, оператор и основной акционер проекта Ялама (Блок D222) согласно Соглашению о разделе продукции 1997 г.

Оценить статью
(Голосов: 71, Рейтинг: 2.44)
 (71 голос)
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