Основным потребителем углеводородных ресурсов Каспия сегодня являются европейцы. Россия и Казахстан используют традиционный маршрут поставок — трубопроводы, проходящие через РФ, в то время как Туркменистан экспортирует углеводороды в Китай и стремится построить Транскаспийский газопровод.
Азербайджан связал свои энергетические интересы с Турцией, которая ввиду находящихся на ее территории проливов Босфор и Дарданеллы играет большую роль в обеспечении бесперебойности поставок нефти в Европу, и ее значимость возрастет после того, как газопроводные проекты TANAP и «Турецкий поток» будут введены в строй.
Для нефтегазовой отрасли России Каспийское море также представляет интерес. Из-за санкций США, ЕС и других стран ряд шельфовых проектов в нашей стране был отложен, в этой связи разработка месторождений Каспия может восполнить развитие этого направления.
Как всё начиналось
В Каспийском регионе традиции промышленной добычи нефти и её использования в повседневной жизни местным населением были сформированы к 1860 году. Нефтедобыча в прикаспийской части российского государства получила импульс после отмены государственной монополии на разработку месторождений в 1870 годах. Десятилетие спустя в Баку функционировало более 200 нефтеперерабатывающих заводов. К 1901 году производство нефти здесь достигло 11,5 млн т в год. Такого уровня нефтяники страны Советов смогли добиться в 1928 году.
Первый в мире нефтяной танкер — «Зороастр» грузоподъемностью в 242 т был спущен на воду на Каспии. В советское время здесь построили первую в мире нефтяную платформу.
После распада СCCP Россия, Казахстан, Туркменистан, Азербайджан, Иран стали претендовать на свою часть Каспийского моря. Желания всех стран не удалось закрепить в рамках документа о демаркации зон. В центральной и южной части Каспийского моря порой случаются конфликты, в первую очередь с Ираном, не подписавшим демаркационные соглашения ни с одним из прикаспийских государств.
Как поделить море
Взаимодействие стран по разделу морских границ Каспия оставляет желать лучшего. Начиная с 2002 года состоялось четыре саммита государств Каспийского региона, основной целью которых является демаркация географических границ — в 2002 году в Ашхабаде, в 2007 году в Тегеране, в 2010 году в Баку и в 2014 году в Астрахани. Пятый саммит, местом проведения которого изначально была определена Астана в 2016 году, затем был перенесён на 2017 год. Тем не менее Россия, Азербайджан и Казахстан определили свои границы континентального шельфа в рамках двусторонних договоренностей, вследствие чего организация процесса по подписанию всеобъемлющего договора по Каспийскому морю стала не настолько актуальной как прежде. В то же время при этом были сняты серьезные преграды по разработке северной части Каспия.
В соответствии с «Программой изучения и освоения углеводородных ресурсов Каспийского моря», одобренной министерством природных ресурсов РФ в 1995 году, «ЛУКОЙЛ» провёл масштабные геологогеофизические исследования акватории Северного и Среднего Каспия. В результате были открыты пять нефтегазоконденсатных месторождений — Хвалынское, им. Ю. Корчагина (Широтное), Ракушечное, 170 й км и Сарматское. Ранее в 1974 году в северной части Каспийского моря, которая в настоящее время является российским сектором, было открыто нефтегазовое месторождение Инчхеморе.
В ожидании новых проектов
Среди стран Каспийского моря Азербайджан имеет наиболее давние традиции добычи нефти и газа. Основные объекты углеводородной энергетики были разведаны в 1950е годы, среди прочих и сверхкрупное газоконденсатное месторождение ШахДениз. У Азербайджана не было проблем с преемственностью кадровспециалистов в нефтяной сфере, и он смог извлечь выгоду из того колоссального опыта, накопленного в отношении нефте и газоносных регионов Каспийского моря. В начале XX века большинство азербайджанских нефтяников были русскими и персами, азербайджанцы составляли только пятую часть рабочей силы.
Нефтяная отрасль Азербайджана составляет 95% экспортной выручки. По мнению экспертов, к 2020 году основным экспортным товаром страны станет газ. Азербайджанская нефтяная промышленность будет оставаться одной из крупнейших в регионе, однако ее удельный вес в экономике снизится по мере истощения крупнейших месторождений. В некоторых из них, введенных в эксплуатацию в 1970–1980 годы, сегодня применяются технологии вторичного повышения нефтеотдачи в связи с тем, что пик добычи на большинстве из них уже пройден.
Азери — Чираг — Гюнешли
Крупнейшим нефтяным месторождением Азербайджана является Азери — Чираг — Гюнешли. На долю этой группы шельфовых нефтегазоконденсатных месторождений республики, расположенных в южной акватории Каспийского моря на глубине 120–170 м, приходится 80% всей нефтедобычи страны, или 31 млн т в год.
Месторождение было обнаружено в 1970 е годы, оно разрабатывается на основе подписанного в 1994 году соглашения о разделе продукции, которое изначально заключалось между правительством Азербайджана и одиннадцатью иностранными компаниями. На данный момент в его разработке принимает 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. Пик добычи был пройдён в 2015 году. Акционеры проекта намеревались стабилизировать производство в 2015–2020 годы на уровне 33–34 млн т нефти в год, однако, по мнению экспертов, более реалистичным является уровень добычи в 30–31 млн т в год.
Нефтяные компании активно разрабатывают ранее неосвоенные части этой группы шельфовых нефтегазоконденсатных месторождений. В 2014 году был запущен проект платформа Западный Чираг.
ШахДениз 2
Разработка углеводородных залежей ведётся и за пределами территории Азери — Чираг — Гюнешли. Например, компания SOCAR уже не одно десятилетие осуществляет добычу на мелководном участке Гюнешли. Азербайджан заинтересован в производстве углеводородов и обсуждает возможность продления соглашения о разделе продукции до 2050 года, сроки которого заканчиваются в 2024 году.
В Азербайджане большие надежды связываются со второй фазой разработки месторождения ШахДениз 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 года и добыча на нем в 2015 году в рамках первой фазы освоения достигла пикового уровня в 10 млрд кубометров.
Ожидается, что развитие ШахДениз 2 увеличит добычу на месторождении до 26 млрд кубометров. Основную часть прироста — 10 млрд куб. м — акционеры проекта намереваются поставлять в Европу. 6 млрд куб. м газа Азербайджан обязался поставлять в Турцию в рамках существующего двустороннего контракта. В связи с тем, что турецкую часть газопровода TANAP планируется достроить в 2018 году, Турция первой станет получать газ, в то время как добываемый на ШахДенизе 2 газ предположительно станет поступать европейским потребителям в 2020 году.
Контрактные поставки азербайджанского газа в Турцию начались в 2007 году, после того как был введен в строй нефтепровод «Баку — Тбилиси — Джейхан». Азербайджанская сторона обязалась поставлять 6,6 млрд куб. м газа в год. Турецкие компании активно привлекаются к разработке азербайджанских месторождений, национальная нефтяная компания Турции TPAO принимает участие в четырех проектах, инвестировав в Азербайджан более $10 миллиардов.
Из проекта ШахДениз в 2014 году вышла норвежская Statoil, продав Petronas, BP и SOCAR свои акции. На данный момент акционерами здесь являются: BP (28,8%), TPAO (19%), SOCAR (16,7%), Petronas (15,5%), NIOC и «ЛУКОЙЛ» (по 10%).
Между ШахДениз и Азери — Чираг — Гюнешли расположено месторождение Апшерон, с глубиной залегания продуктивных пластов 6,7 тыс. метров. Оно может стать одним из основных центров газодобычи всего Каспийского моря. Хотя Апшерон и не обладает такими масштабными запасами газа, как ШахДениз, оно станет надежной платформой для развития азербайджанской энергетики. Запуск месторождения, оператором которого является французская компания Total, намечен на 2021 год и уже к 2024–2025 годам ожидается, что 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 СердарКяпаз с Туркменистаном и АловАразШарг с Ираном.
Неудачные проекты
Азербайджан обладает и рядом других газовых проектов, находящихся на различных стадиях готовности и коммерческой рентабельности. Несмотря на то что в регионе Каспийского моря были сделаны наиболее крупные открытия, в Азербайджане есть и достаточное количество скважин, оказавшихся коммерчески нерентабельными.
Структура Ялама, согласно ожиданиям, должна была давать до 120 млн т нефти и 50 млрд куб. м газа, однако после двух попыток бурения в 2005 году и 2009 году оказалась непродуктивной. Через два года после начала производства на месторождении природного газа Умид, которое является вторым по величине в Азербайджане, его уровень стал падать ввиду серьезных изменений в давлении пласта.
Поведение зарубежных нефтегазовых компаний в отношении проектов на каспийском шельфе Азербайджана является показателем их перспективности. 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 другие компании. Однако они покинули эти проекты, и на данный момент все права принадлежат азербайджанской SOCAR. Аналогичная ситуация наблюдается и в отношении месторождений, расположенных ближе к азербайджанскоиранской границе — блоки Курдаши, Ланкаран, Нахчыван, разработку которых SOCAR сочла неперспективной.
Сможет ли Азербайджан удержать свои позиции в Прикаспии?
Европейская комиссия 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. По мнению экспертов, Азербайджан, ввиду естественных ограничений по добыче, не сможет поставлять в страны Европы больше 15 млрд куб. м газа.
Азербайджан активно участвует в обменных операциях с соседними государствами, он ежегодно поставляет Ирану до 400 млн куб. м газа взамен на обеспечение «голубым топливом» Нахичеванского региона. Чтобы поставлять газ в Нахичеванский регион, Баку следовало бы проложить газопровод по территории Армении, что, принимая во внимание периодически возобновляющийся конфликт в Нагорном Карабахе, нереализуемо.
Возможно, каспийский шельф Азербайджана не содержит столько природного газа, чтобы удовлетворить нужды страны на «целый век», как это заявляло руководство министерства энергетики, но топлива будет достаточно для сохранения ведущей позиции в Каспийском регионе.
Самое крупное в России за последние четверть века нефтегазовое месторождение
Россия осваивает свою часть Каспия. В конце 2016 года «ЛУКОЙЛ» начал промышленное бурение на первой эксплуатационной скважине самого крупного российского месторождения на Каспийском море — им. Владимира Филановского, которое было открыто в 2005 году. Извлекаемые запасы нефти составляют 151,3 млн т, природного газа — 26 млрд кубометров. По прогнозам специалистов компании, ожидается, что добыча здесь составит 8 млн т нефти и 1 млрд куб. м газа ежегодно. Таким образом, «ЛУКОЙЛ» запустил второе по счёту на Каспии месторождение углеводородов. До 2045 года в разработку своих каспийских месторождений ВИНК планирует вложить не менее 882 млрд рублей.
«ЛУКОЙЛ» инвестировал в начало разработки месторождения им. Владимира Филановского на северном Каспии 150 млрд рублей. Суммарный объём средств запланирован на уровне более 250 млрд рублей.
Объект находится на мелководье в 118 км от береговой линии. По подсчётам экспертов, к 2022 году на шести открытых месторождениях Северного Каспия планируется выйти на уровень добычи нефти 12,6 млн т и 6,8 млрд куб. м газа в год. Всего в рамках программы комплексного освоения месторождений на шельфе планируется построить 30 морских нефтегазопромысловых гидротехнических сооружений и проложить свыше тысячи километров трубопроводов.
Добытую нефть транспортируют на береговые сооружения Каспийского трубопроводного консорциума, а попутный газ по другому трубопроводу будет направляться на газоперерабатывающий завод в Будённовске. Продукция ГПЗ на начальном этапе в виде сухого отбензиненного газа будет поставляться «Газпрому», а широкая фракция лёгких углеводородов — на газохимический комплекс «Ставролен» для производства полиэтилена и полипропилена.
Другие проекты «ЛУКОЙЛа» на Каспии
Месторождение Ракушечное «ЛУКОЙЛ» открыл в 2001 году. Оно является следующим проектом, который планируется реализовать на Каспии, и расположено в непосредственной близости от месторождения им. В. Филановского, благодаря чему планируется использование уже построенной инфраструктуры, что позволит сократить сроки и затраты на обустройство месторождения.
Первым проектом, запущенным «ЛУКОЙЛом» на Каспии, стало открытое в 2000 году месторождение им. Ю. Корчагина. Его запасы превышают 270 млн барр. нефтяного эквивалента. Добыча здесь началась в 2010 году.
Правительство России в 2016 году выдало лицензию Центральной нефтяной и газовой компании — совместному предприятию, образованному «ЛУКОЙЛом» (25%), «Газпромом» (25%) и казахстанским «КазМунайГазом» (50%), для разработки месторождения Центральное.
Месторождение находится в российском секторе Каспийского моря, но его разработка должна проводиться совместно с казахстанскими партнёрами. Лицензионный участок был передан для геологоразведочных работ, разведки и добычи углеводородов без аукциона на срок 25 лет. Стадия геологических изысканий продлится 7 лет. В «ЛУКОЙЛе» оценивают запасы Центрального не менее чем в 90 млн т нефти и 500 млрд куб. м газа.
Казахстанский сектор
Казахстан рассматривает участие российских компаний на месторождении Хвалынск по договору о разделе продукции. Это месторождение имеет 322 млрд куб. м газа, 18,4 млн т конденсата и 242 млн т нефти. Осенью 2016 года Казахстан возобновил добычу нефти на месторождении Кашаган, где содержится 1 трлн куб. м газа. Прогноз по добыче нефти в Казахстане на 2017 год увеличен с 81 млн т до 85 млн тонн.
Кашаган разрабатывает NCOC, акционерами которого являются Agip, Shell, Total, CNPC, KNG, ExxonMobil, Inpex, «КазМунайГаз». Геологические запасы Кашагана оцениваются в 35 млрд барр., из которых 13 млрд барр. являются извлекаемыми. Это крупнейшее нефтяное месторождение после открытого более 45 лет назад ПрадхоБей на Аляске. Такой проект, по расчетам экспертов, способен в одиночку заменить собой почти всю существующую сегодня нефтяную отрасль Казахстана и стать центром поставок нефти на внешний рынок.
Казахстан также демонстрирует активный рост по добыче газа. План 2017 года составляет более 48 млрд куб. м, из которых 14% планируется получить за счёт Кашаганского месторождения. В перспективе объемы добычи газа в Казахстане будут расти — ожидаемый среднегодовой темп роста производства газа с 2017 года по 2040 год прогнозируется на уровне 4%.
Иран увеличил производство газа
Более 80% запасов Ирана были открыты до 1960 года. С 2005 года обнаружено 30 новых нефтяных залежей. Разведочные работы ведутся в южной части Каспийского моря на платформе Amir Kabir: в этом регионе было открыто месторождение Sardare Jangal (блок 6), которое содержит около 250–300 млн т нефти. Этот объект, наряду с блоками 24, 26 и 29 в Каспийском море, планируется выставить на тендер, который будет проведен после окончательного утверждения новых интегрированных контрактов.
В 2013 году Тегеран увеличил производство газа в южном секторе Каспия. Сегодня общие извлекаемые запасы нефти и газа Ирана составляют 34 трлн куб. м и 159 млрд барр. нефти. Это означает, что страна увеличила свои доказанные и извлекаемые запасы на 1 млрд барр. нефти и 600 млрд куб. м газа.
Добыча газа на месторождении Южный Парс с 2013 года увеличилась с 250 млн куб. м до 430 млн кубометров. Ожидается, что цифры достигнут 830 млн куб. м к 2019 году.
Согласно прогнозам министерства нефтедобычи страны, добыча газа с нынешних 750 млн куб. м в сутки может увеличиться до 1 млрд куб. м к началу 2018 года. В то же время внутреннее потребление газа в Иране остаётся довольно низким, что позволяет сегодня экспортировать 200 млн куб. м в сутки.
Иран располагает крупнейшим среди стран-членов ОПЕК танкерным флотом, состоящим из 47 судов, включая супер-танкеры типа VLCC суммарным водоизмещением 10,98 млн тонн. Флотом управляет национальная танкерная компания National Iranian Tanker Company, входящая в структуру National Iranian Oil Company.
ВКРАТЦЕ
Каспийский нефтегазовый регион
Согласно данным Службы энергетической информации США, этот регион располагает разведанными запасами нефти в 48 млрд барр. и 8,76 трлн куб. м газа. Шельф Каспийского моря изучен не в полной мере, южная часть континентального шельфа не исследовалась из-за неурегулированности морских границ Туркменистана, Ирана и Азербайджана. Геологическая служба США предполагает, что недра региона могут содержать дополнительно 20 млрд барр. нефти и 7,3 трлн куб. м газа.
