Рауф Раджабов: «Рост добычи нефти зависит от спорных вопросов о морских границах АР с Туркменистаном и Ираном»

Эксклюзивное интервью "ОЛАЙЛАР" с аналитиком, главным редактором Информационно-аналитического агентства "3rd View" Рауфом  Раджабовым:

- Рауф маллим, по вашим личным оценкам, при каких условиях может вырасти потенциал добычи азербайджанской нефти в долгосрочной перспективе, с учетом предполагаемого спада данного показателя после 2020 года?

- Новые проекты ГНКАР, а также увеличение производительности функционирующих месторождений, таких как "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ), должны уменьшить спад объема добычи нефти в Азербайджанской Республике после 2020 года. Предполагается, что общая добыча нефти будет постепенно сокращаться после 2020 года и упадет до 0,9 млн. баррелей в 2035 году.

Вместе с тем, в долгосрочной перспективе потенциал добычи азербайджанской нефти может увеличиться лишь в случае разрешения споров о морских границах Азербайджана с Туркменистаном и Исламской Республикой Иран (ИРИ). К спорным нефтяным месторождениям относятся "Кяпаз"/"Сердар", а также многообещающие территории, еще не открытые для разведки, около приграничной зоны АР с ИРИ, в том числе и месторождение "Алов" (в ИРИ называется "Алборз"), разработка которого была приостановлена в 2001 году Консорциумом, возглавляемым BP.

- Как вы расцениваете потенциал добычи газа в стране, при наличии действующих и перспективных месторождений в азербайджанском секторе Каспия?

- По расчетам специалистов, в 2015 году добыча газа по проекту "Шах-Дениз" может достичь 22 млрд. куб. м, а в результате полномасштабной разработки в 2035 году - 50 млрд. куб. м. В целом, учитывая возможности месторождений АЧГ, "Шах-Дениз", месторождений ГНКАР по Азербайджану, а также других газоконденсатных месторождений, которые могут быть открыты в азербайджанском секторе Каспийского моря, запланировано довести добычу газа в 2015 году до 48,0 млрд. куб. м. Кроме того, текущие разведанные газовые запасы АР составляют 1,4 трлн. куб. м и в основном находятся на месторождении "Шах-Дениз". Однако, возможности добычи газа пока сдерживаются неопределенностью относительно механизмов сбыта и транзита в газовой торговле с ЕС.

Кстати, текущее СРП о разработке "Шах-Дениз" действует до 2030 года, но месторождение имеет достаточный потенциал для того, чтобы оставаться основным источником добычи газа в АР и после вышесказанной даты.

Месторождение АЧГ в Каспийском море, по оценкам экспертов, содержит до 9 млрд. баррелей извлекаемых запасов нефти. Предполагается, что дальнейший рост добычи нефти в АР в ближайшие годы произойдет за счет нефтяного проекта "Чираг" (начало добычи запланировано с 6-й платформы в конце 2013 года). Утвержденный в марте 2010 года проект "Чираг", инвестиции в который составят 6 млрд. долларов, доведет уровень добычи из АЧГ в 1 млн. баррелей нефти. Благодаря вышеуказанным инвестициям добыча из АЧГ останется на уровне выше 900 тыс. баррелей нефти до 2019 года, а затем начнет сокращаться. Оставшихся резервов АЧГ будет достаточно, чтобы оправдать дополнительные инвестиции в добычу, но неизвестно когда это произойдет, и произойдет ли вообще.

Сдерживающим фактором является окончание срока текущего соглашения о разделе продукции (СРП) в конце 2024 года, что снижает стимулы существующего Консорциума санкционировать другие новые проекты после окончания нефтяного проекта "Чираг".

- В таком случае, какие шаги принципиально необходимы для эффективного использования энергозапасов, в угоду заинтересованных игроков?

- Полагаю, что решение о продлении СРП будет важно для определения среднесрочных показателей добычи нефти на месторождении АЧГ.  

Необходимо ускорить строительство 4-го перевалочного склада для нефти южнее Баку в Гарадагском районе, что добавит новую приемную мощность к существующим перевалочным складам в Дубенди, Сангачале и самом Баку. Учитывая сокращающийся объем экспорта нефти из Азербайджана в начале 2020-х годов, потребуется более 500 тыс. баррелей дополнительных экспортных мощностей, проходящих через АР. Поэтому целесообразно ускорить и процесс принятия решения о том, будет ли данное расширение существующего трубопровода "Баку-Тбилиси-Джейхан" (БТД) или строительство нового трубопровода из Баку до Черного моря или Турции.

В этой с вязи следует отметить, что главной проблемой трубопровода БТД, одним из основных инвесторов которого является Азербайджан, считается вопрос его эффективной эксплуатации. В случае максимального использования мощности трубопровода БТД, вложенные инвестиции могут дать большую эффективность. И официальный Баку намерен максимально использовать мощности трубопровода БТД за счет привлечения нефти Республики Казахстан (РК) и других стран Каспийского региона.

Кстати, по мнению разработчиков нового проекта ВР, "Юго-Восточный газопровод" должен объединить в себе выгодные для Запада элементы геополитики и геоэкономики.

- То есть вы считаете, что данный проект должен минимизировать политические и экономические риски нефтегазовых компаний Запада?

- Естественно. К примеру, проект "Набукко" в контексте неразрешенности Карабахского и грузино-российского конфликтов, а также отсутствия статуса Каспийского моря в разы увеличивает возможные политические и экономические потери западных компаний. Тогда как, к примеру, протяженность проекта "Юго-Восточный газопровод" (1,3 тысячи км), с одной стороны, втрое короче "Набукко", т.е. данный проект более рентабельный, а с другой, новый проект ВР не отягощен вышеуказанными конфликтами. И самое главное, "Юго-Восточный газопровод" с помощью уже существующей инфраструктуры, как и "Набукко", выведет газ "Шах-Дениз-2" в Австрию. Хотя, это не означает того, что западные кампании и ЕС отказываются от реализации проекта "Набукко".  

Следовательно, речь идет лишь об азербайджанском газе в рамках "Шах-Дениз-2", т.к. пропускная способность проекта "Юго-Восточный газопровод" рассчитана на транспортировку 10 млрд. куб. м газа. Хотя, со временем и газ с месторождения "Апшерон" также будут экспортироваться по "Юго-Восточному газопроводу".

Иными словами, ни туркменский, ни казахстанский газ в "Юго-Восточный газопровод" не попадает.

- А что вы думаете относительно проекта ITGI, который  рассматривается в ЕС в качестве стартового проекта "Южного энергетического коридора" и проекта ТАР?

- Я полагаю, что и проект ITGI рассчитан для экспорта газа в рамках разработки "Шах-Дениз-2". Ведь планируемая пропускная способность газопровода ITGI составляет 17 млрд. куб. м газа в год.

Другой проект "Южного энергетического коридора" ТАР по замыслу разработчиков имеет начальную пропускную способность в 10 млрд. куб. м в год с доведением до 20 млрд. куб. м. И в этом случае для реализации вышеуказанного проекта достаточны запасы газа Азербайджана - "Шах-Дениз-2" и "Апшерон". 

Однако, и ITGI и ТАР далеки от завершения. В частности, нефтяным кампаниям Запада необходимо прежде договориться с Турцией по многим техническим вопросам. Кроме того, имеются коммерческая неопределенность и финансовые риски данного проекта.

В свою очередь руководство Азербайджана при выборе того или иного энерготранспортного проекта, даже больше чем западные нефтегазовые компании, будет стремиться минимизировать свои политические риски в регионе Южного Кавказа и акватории Каспийского моря.

Н.Бабаева