Բաքուն հնարավոր է՝ չկարողանա բավարարել նավթի և գազի արտահանման պայմանագրերով նախատեսված ծավալների մատակարարումը: Ածխաջրածնային պաշարների և խնդիրների հետազոտությամբ զբաղվող ֆրանսիական Petrostrategies ընկերությունը հոկտեմբերի 1-ին զեկույց է հրապարակել իր World Energy Weekly հանդեսում, որտեղ նշվում է, որ Ադրբեջանը նվազեցրել է մինչև 2025թ. գազի արդյունահանման իր կանխատեսումները: Զեկույցում ասվում է, որ Ադրբեջանի կառավարությունը և AIOC (Azerbaijan International Operating Company) միջազգային կոնսորցիումը, որը շահագործում է երեք խոշոր հանքավայրեր՝ «Ազերին», «Չիրագը» և «Գյունեշլին» (երեքը միասին՝ ACG), լուրջ մարտահրավերի պետք է առերեսվի, քանի որ նշված հանքավայրերում արդյունահանման ծավալների անկումը կանխատեսվածից երեք տարի շուտ է սկսվել՝ 2011թ., ոչ թե 2014-15 թթ.:
Հավաստի զեկույցներում այս անկումը կապվում է երկրաբանական, տնտեսական և պայմանագրային պատճառների հետ: Այս տեղեկատվությունը տարածել են կոնսորցիումի անդամ ընկերություններին մոտ կանգնած աղբյուրները: AIOC կոնսորցիումի թվում են բրիտանական British Petroleum-ը, ամերիկյան Chevron-ը, Devon Energy-ն, ExxonMobil-ը, նորվեգական Statoil-ը և այլ ընկերություններ:
Ադրբեջանի պետական Socar նավթային ընկերության նախագահ Ռովնագ Աբդուլլաևն ասել է, որ նախկինում հայտարարված 50-55 մլրդ խմ-ի փոխարեն՝ Ադրբեջանն ակնկալում է տարեկան արդյունահանել 40 մլրդ խմ գազ: Նա նշել է, որ գազի արտահանումը տարեկան կարող է տատանվել 20-30 մլրդ խմ-ի միջակայքում, ինչը կախված կլինի նաև ներքին սպառումից: Ըստ Աբդուլլաևի, եթե Ադրբեջանի բնակչությունը հասնի 20 մլն-ի, ինչի հույսը Բաքուն ունի, ապա գազի արտահանումը տարեկան կկազմի 10-19 մլրդ խմ, այսինքն՝ ավելի քիչ, քան նախատեսված է արտահանման պայմանագրերով: Աբդուլլաևն ասել է, որ վերանայվել են գազի «Շահ Դենիզ» հանքավայրը շահագործելու ծախսերը, դրանք $20 մլրդ-ից հասել են $28 մլրդ-ի, և այս թիվը կարող է ավելի մեծանալ:
Բաքվում հնչեցվող պաշտոնական հայտարարություններին հակառակ՝ ժամանակից շուտ այս անկման պատճառը ACG-ի պաշարների երկարակեցությունն ապահովելու կառավարության ցանկությունը չէ: Հավաստի զեկույցներում այս անկումը կապվում է երկրաբանական, տնտեսական և պայմանագրային պատճառների հետ: Այս տեղեկատվությունը տարածել են կոնսորցիումի անդամ ընկերություններին մոտ կանգնած աղբյուրները և Բաքվում աշխատող արևմտյան դիվանագետները: Տեղեկատվությունը հանգում է չորս հիմնական կետերի.
-հանքավայրերի երկրաբանությունն ավելի բարդ է, քան ակնկալվում էր,
-սկզբնական փուլում ստեղծված արդյունահանման սարքավորումներն այլևս արդիական չեն,
-չափազանց մեծ ներդրումներ են պահանջվում արդյունահանումը շարունակելու և երկարաձգելու համար,
-ներդրումներ անելու հարցում կոնսորցիումի պատրաստակամությունը ապահովելու համար անհրաժեշտ է երաշխավորել ընթացիկ համատեղ արդյունահանման համաձայնագրի երկարաձգումը (ժամկետը լրանում է 2024թ.), ընկերությունների կողմից պահանջվող հարկային և այլ արտոնություններ տրամադրել:
Նվազող վիճակագրություն
Ադրբեջանի ներկայիս քաղաքական վարչակարգի պայմաններում, որը շատ մոտ է բացարձակ բռնապետության, շատերի համար դժվար է բացահայտ խոսել, այն դեպքում, երբ վիճակագրության համաձայն՝ 2010թ. արդյունահանումը ACG-ում հասել է օրական 823 հազ. բարելի, 2011թ.՝ ցուցանիշը նվազել է մինչև օրական 718 հազ. բարել, իսկ 2012թ. առաջին կեսին՝ օրական 684 հազ. բարել: Շահագործման երրորդ փուլից հետո ակնկալվում էր, որ ACG-ում պետք է արդյունահանվեր օրական 1 մլն բարել: Նախատեսված աճն ապահովելու նպատակով (նաև Ղազախստանից հում նավթի ավելի մեծ ծավալներ ստանալու ակնկալիքով) Բաքու-Թբիլիսի-Ջեյհան նավթամուղի (ԲԹՋ) կարողությունը միջերկրածովյան Ջեյհանում 2009թ. մարտին ավելացվել էր մինչև օրական 1,2 մլն բարել: «Նոր Շիրագ» նախագիծը (COP), որը նախատեսվում է ավարտել մինչև 2013թ. վերջը, թույլ կտա օրական 100 հազ. բարել ավելացնել: Սակայն հարցն այն է, թե որքան կնվազի արդյունահանման ծավալը մինչև այդ ժամկետը:
Բաքուն հայտարարում է, որ մտադիր է երկարաձգել իր պաշարների երկարակեցությունը, և պնդում, որ նավթի գների կայունությունը իր համար բավարար եկամուտ է ապահովում արդյունահանումն ավելացնելուց խուսափելու համար: Ներկայում Ադրբեջանի՝ հում նավթի արտահանումից ստացված եկամուտը տարեկան կազմում է մոտ $25 մլրդ, մինչդեռ Ադրբեջանի պետական նավթային հիմնադրամի տվյալներով՝ ածխաջրածնային մաքուր եկամուտը 2012թ. կհասնի $16,5 մլրդ-ի: Ըստ հաշվարկների՝ տարեկան $14 մլրդ կստացվի նավթային հումքի արտահանումից (հիմնականում՝ ACG-ից), $1,6 մլրդ՝ գազի արտահանումից (տարեկան 8-9 մլրդ խմ), մնացածը՝ ռաֆինացված/մաքրազտված արտադրանքից: Այս ամենին ավելանում է այն եկամուտը, որը ստացվում է Պետական նավթային հիմնադրամի ակտիվներից. 2012թ. առաջին եռամսյակում դրանք կազմում էին $32,5 մլրդ (աղբյուրների համաձայն՝ դրանք տարեկան 5-6% եկամուտ են ապահովում):
ACG-ի հանքավայրերի երկրաբանության՝ նախատեսվածից ավելի բարդ լինելը ընդունել է և՛ օպերատորը՝ BP-ն, և՛ SOCAR պետական ընկերությունը: Ավելին՝ նրանք պնդում են, որ 90-ականների սկզբին, երբ նախագծվում էին արդյունահանման սարքավորումները, նավթի գները շատ ցածր էին (մոտ $15 մեկ բարելի համար)՝ ակնկալվող զարգացման և արդյունահանման ծախսերի համեմատ: Հետևաբար՝ կոնսորցիումը ձգտում էր առավելագույնս խնայել միջոցները: Բացի դրանից՝ այդ ժամանակից ի վեր անհրաժեշտ էր պարբերաբար անցկացնել սարքավորումների շահագործման և սպասարկման աշխատանքներ, այսօր արդեն դրանք արդիականացնելու համար մեծ ներդրումներ են անհրաժեշտ: Սպասարկման գների համատարած աճի պայմաններում, ըստ BP-ին մոտ կանգնած աղբյուրների, նախնական հաշվարկների համեմատ՝ ներկայում միլիարդավոր դոլարների հավելյալ ներդրում է անհրաժեշտ այս սարքավորումներն արդիականացնելու համար: Ուստի՝ անհրաժեշտ կլինի ուժեղացնել ճնշումը նավթի պահուստարաններում և մեծացնել դրանք համալրելու տեմպը: «ACG-ն անկման մեջ է, ինչը նորմալ է: Բոլոր նավթային և գազային հանքավայրերը մի օր սկսելու են անկում ապրել»,– վերջերս հայտարարել է նորվեգական Statoil-ի ներկայացուցիչը: Արդյունահանման ծախսերը գնահատվում են մոտ $12 մլրդ՝ մեկ բարելի համար, ներառյալ տարածաշրջանում արվող տարեկան $2 մլրդ-ի մշտական ներդրումները: Սրան ավելանում է $3,5 մլրդ-ը` մեկ բարելի համար, որն անհրաժեշտ է հում նավթը Ջեյհան տեղափոխելու համար:
Ներդրումներն անբավարար են
Այդուհանդերձ՝ ներկայում արվող ներդրումներն ակնհայտորեն բավարար չեն կանխելու արդյունահանման երկնիշ անկումը: Շատ ավելի մեծ գումարներ է անհրաժեշտ ներդնել: Մինչդեռ ACG-ի օպերատոր BP-ն հուսահատ վիճակում է՝ պայմանավորված Մեքսիկական ծոցի Deepwater Horizon-ի աղետի հետևանքներով, որտեղ նա $43 մլրդ-ի ծախս էր արել: ԱՄՆ-ի արդարադատության նախարարությունը վերջերս մեղադրել է BP-ին հարթակի շահագործման հարցում «ծայրահեղ անփութության» և որպես հետևանք՝ աղետից հետո ճգնաժամային իրավիճակ առաջացնելու մեջ: Եթե BP-ն մեղավոր ճանաչվի, ապա վնասի փոխհատուցման չափը կարող է ավելանալ $17 մլրդ-ով: Այդ դեպքում ակտիվների նոր վաճառք կպահանջվի: Արդյոք BP-ն հարկադրված կլինի՞ կրճատել իր մասնաբաժինը ACG-ում կամ օպերատորի իր պարտականությունները փոխանցել երրորդ կողմի: Նշենք, որ Statoil-ը մշտապես պնդում է, որ ինքը նավթի արդյունահանման առաջատարն է, և իր հանքավայրերում արդյունահանման միջին մակարդակը 50% է, ինչը հնարավոր է նույնիսկ 60%-ի հասցնել, մինչդեռ ընդհանուր միջին մակարդակը ընդամենը 35% է: Այսօր անհրաժեշտ է ACG-ի պահուստարանների վերակառուցում և ավելի լավ կառավարում: Արդյոք սրանո՞վ կարելի է բացատրել, որ Statoil-ի ներկայացուցիչն ավելի պատրաստակամ է՝ կոնսորցիումի մյուս բաժնետերերի համեմատ:
Անհրաժեշտ է պատասխանել տեխնիկական բնույթի մեկ այլ հարցի՝ ի՞նչ մեթոդ կընտրվի (եթե արդեն չի ընտրվել) նավթի պահուստարաններում ճնշումն ավելացնելու համար: Եթե գազային ներարկման կարիք լինի, կարո՞ղ է արդյոք այն անդրադառնալ Ադրբեջանի՝ գազի արտահանման կանխատեսումների վրա: Կարծիք կա, որ «Շահ Դենիզի» գազի պաշարներն այնքան մեծ են, որ այս հանքավայրից ակնկալվող արդյունահանման նոր ծավալը (տարեկան առնվազն 16 մլրդ խմ) չի ազդի Ադրբեջանի ներկայիս պարտավորությունների վրա: Ավելին՝ չնայած Ադրբեջանում նավթի նոր մեծածավալ պաշարներ գտնելու հավանականությունը փոքր է, գազի հեռանկարները շատ ավելի մեծ են: Հետևաբար՝ մինչև վերջերս գազի հարցում անհանգստանալու առիթ չի եղել: Բացի այդ՝ 2010թ. դեկտեմբերին «Շահ Դենիզի» համատեղ արդյունահանման համաձայնագրի ժամկետը երկարաձգվել է 2031-ից մինչև 2036թ.:
Ներդրողների մտավախությունները
Անհանգստացնողը ACG-ի ապագան է: Այս հանքավայրերում 5-6 մլրդ բարել պաշարներից 2,1 մլրդ-ն արդեն արդյունահանվել է: Արդյունահանման ծավալների անկումը կանխելու համար անհրաժեշտ են հսկայական ներդրումներ, և ընկերությունները մտավախություն ունեն, որ մինչև 2024թ. չեն կարողանա հատուցել իրենց ծախսերը: Նրանք նշում են, որ եթե ներդրում անելու վերաբերյալ որոշում կայացվի այսօր, շինարարական աշխատանքների իրականացման համար անհրաժեշտ կլինի 3-4 տարի: Հետևաբար՝ 8-9 տարի ժամանակ կմնա՝ ներդրումները հետ բերելու համար:
Համատեղ արդյունահանման համաձայնագրի դրույթներով՝ ընթացիկ ծախսերի 100-տոկոսանոց վերականգնումից հետո ընկերությունները կստանան մնացած հումքի մինչև 50%-ը՝ ներդրումները վերադարձնելու համար: Հաշվարկում որպես հիմք ընդունելով գազի $80/բարել գինը, հանելով շահագործման և տեղափոխման տարեկան $2 մլրդ ծախսերը՝ օրական 800 հազ. բարել արդյունահանման ծավալի դեպքում մնում է տարեկան շուրջ $10-11 մլրդ՝ ներդրումները հետ բերելու համար: Թվում է՝ սա բավարար է, սակայն ընկերությունները հայտարարում են (նրանց միանում են նաև «դիվանագիտական աղբյուրները»), որ պահանջվող ներդրումներն այնքան մեծ են, որ կոմերցիոն տեսանկյունից դրանց կենսունակ լինելը հարցականի տակ է: Նրանք նաև նախազգուշացնում են, որ կարող է տեղի ունենալ արդյունահանման ծավալների նոր անկում, եթե այս ամենին վերջ տալու համար գործողություններ չձեռնարկվեն:
