В Азербайджане на смену «Большой нефти» придет «Малая нефть» и продлиться она может дольше первой

Добыча нефти на блоке месторождений Азери-Чираг-Гюнешли, управляемых консорциумом во главе с British Petroleum (BP) в Азербайджане, в январе-мае 2024 года составила 6,8 млн тонн. За аналогичный период прошлого года добыча на блоке составила 7,7 млн тонн. Спад на 12%.

Общая добыча нефти в Азербайджане вместе с месторождениями, эксплуатируемыми SOCAR и газоконденсатом с газовых месторождений, составила за этот период 12 млн тонн. Принимая во внимание темп добычи с января по май, общий объем за первые шесть месяцев 2024 года может составить плюс/минус 14,5 млн тонн, что укладывается в запланированный правительством Азербайджана график в объеме 29,5 млн тонн в 2024 году.

Знаковым событием для нефтегазовой промышленности Азербайджана стал день 16 апреля 2024 года, когда официально началась добыча нефти с новой платформы «Центральный Восточный Азери» (Azeri Central East, ACE), которая расположена между существующими платформами Центральный Азери и Восточный Азери.

Платформа после ввода в работу 48 запланированных скважин рассчитана на добычу до 100 000 баррелей нефти в сутки. Прогнозируется, что на платформе за весь срок эксплуатации будет добыто 300 млн баррелей (48 млн тонн). Стоимость проекта 6 млрд долларов.

По заявлениям руководства ВР и властей Азербайджана, ввод в эксплуатацию новой добывающей платформы ACE на блоке АЧГ положительно отразится на показателях общей добычи нефти на всем месторождении. Однако под большим вопросом находится проблема наращивания добычи, даже в ближней перспективе. Тут впору провести параллель с событием 10-летней давности.

История

Аналогичный метод для стабилизации добычи нефти на АЧГ уже применялся специалистами BP.

Дело в том, что пик добычи на блоке пришелся на 2010 год, когда было добыто 40,6 млн тонн, после чего произошел резкий обвал: 35,3 млн тонн в 2011 году и 32,9 млн тонн в 2012 году.

В октябре 2012 года президент Азербайджана Ильхам Алиев, молча наблюдавший за резким падением добычи, которое произошло именно тогда, когда доля прибыльной нефти для Азербайджана увеличилась, не удержался и на одном из публичных выступлений возложил вину за падение добычи на международный консорциум во главе с BP и добавил, что в результате этого Азербайджан недополучил 8 млрд долларов.

В результате переговоров между Азербайджаном и BP были достигнуты соглашения относительно дальнейших планов стабилизации нефтедобычи на месторождении.

Затем, заручившись обещаниями ВР о планах по стабилизации и дополнительных инвестиций в проект, Алиев стал обвинять «внешние силы, армянское лобби и местную оппозицию, находящиеся, по его мнению, в одном вражеском лагере, которые чрезмерно выпячивают вопрос и пытаются показать, что между Азербайджаном и консорциумом есть проблемы».

После публичных претензий Алиева в адрес руководства консорциума снижение в 2013 году чуть ли не в директивном порядке немного замедлилось, и годовая добыча составила 32,2 млн тонн.

В 2014 году между существующими платформами «Чираг» и «Глубоководный Чираг», являющимися частью блока месторождений АЧГ, BP ввела в эксплуатацию новую платформу - «Западный Чираг», причем с опережением графика ввода в первом квартале года, а не во втором, как планировалось. Строительство новой платформы предполагало стабилизацию и последующее увеличение добычи нефти на всем блоке.

Инвестиционная стоимость проекта также составила 6 млрд долларов. Планировалось добывать ежесуточно более 180 000 баррелей, а всего в рамках реализации проекта более 300 млн баррелей (48 млн тонн).

После запуска платформы «Западный Чираг», с 2014 по 2016 годы АЧГ стал выдавать в общем объеме не менее 31 млн тонн в год. Но далее произошел очередной обвал с 28,9 млн тонн в 2017 году до 17,8 млн тонн в 2023 году. Более 11 млн тонн за шесть лет.

В 2017 году ВР и правительство Азербайджана достигли соглашения о продлении истекающего в 2024 году контракта на разработку АЧГ до 2050 года.

Стоит отдать должное Алиеву, как переговорщику, который отстаивает интересы своей страны. Азербайджан подписал соглашение с международными партнерами по АЧГ на максимально выгодных для себя условиях, выбив все возможные преференции:

1. Доля участия азербайджанской SOCAR увеличилась с 11% до 25% (в 2024 году Азербайджан закроет сделку о выкупе 7,27% доли покинувшей с убытками все нефтегазовые проекты в Азербайджане норвежской Equinor, и SOCAR станет самым крупным акционером в проекте АЧГ с 32,27%, больше чем у оператора проекта ВР).
2. Бонус для Азербайджана за продление контракта составил 3,6 млрд долларов, выплачиваемый Азербайджану ежегодно равными долями по 450 млн долларов в течение восьми лет (последний транш в сумме 450 млн долларов от ВР будет выплачен Азербайджану в январе 2025).
3. Азербайджан оставил за собой 75% прибыльной нефти, добываемой на блоке АЧГ.

Правда, в 2018 году, после заключения этого соглашения, американская компания Chevron, входившая в состав международного консорциума с 1994 года, объявила о планах выхода из проекта и продажи всех своих азербайджанских активов по причине отсутствия новых запасов нефти на месторождении и неоправданности дальнейших инвестиций. В 2020 году компания продала азербайджанские активы за 1,57 млрд долларов венгерской компании MOL.

Возвращаясь к проекту новой платформы.

Начало добычи на платформе АСЕ стало первым крупным инвестиционным решением после подписания соглашения о продлении контракта с консорциумом ВР до 2050 года.

И «Западный Чираг 2014», и «АСЕ 2024» сопоставимы как по инвестиционной стоимости (6 млрд долларов), так и по производительности (300 млн баррелей= 48 млн тонн), да и рекламировались почти одинаково с акцентом на новые технологии, будущее увеличение добычи и, соответственно, прибыли для Азербайджана и международных партнеров.

Проект «Западный Чираг» смог в 2014 году стабилизировать добычу нефти на три года, но не смог поднять показатели добычи, и, более того, не смог остановить дальнейшее падение по 8-10% в год.

Аналогичные задачи, вероятно, выполнит и новый проект «АСЕ».

Обе нефтедобывающие платформы установлены не для разработки новых месторождений нефти, а являются, по сути, проектами расширения добычи с одних и тех же месторождений. Для более простого понимания и на примитивном примере схема расширения добычи выглядит следующим образом. В закрытой, наполненной жидкостью емкости с шестью отверстиями для вытекания проделывается седьмое отверстие, так как некоторая часть из шести отверстий перестала нести свои основные функции, и объемы вытекаемой жидкости не отвечают требованиям и запросам хозяина емкости. Так восстанавливается и поддерживается стабильность. Во всей схеме самой дорогой процедурой является проделывание одного отверстия (6 млрд долларов).

Прогноз

Месторождение АЧГ выдает 57-60% всей нефти Азербайджана и несомненно является важным источником доходов республики. На долю добытой нефти и газоконденсата по линии SOCAR приходится около 25%. Остальное выпадает на долю газоконденсата с газовых месторождений, в первую очередь, экспортообразующего газового месторождения «Шах-Дениз» и газового месторождения «Апшерон». 

Правительство Азербайджана предполагает в период 2024-2027 гг. постепенное снижение добычи нефти. Согласно макропрогнозу, добыча нефти в Азербайджане составит:

в 2024 г. - 29,5 млн тонн,

в 2025 г. - 28,3 млн тонн,

в 2026 г. - 27,5 млн тонн,

в 2027 г. - 26,9 млн тонн.

По всей видимости, макропрогноз основан на вводе в 2024 году в последующую полную эксплуатацию платформы АСЕ, которая формально призвана увеличить уровень добычи, а по факту должна сбалансировать добычу на текущем уровне и замедлить темпы падения как минимум на протяжении трех-четырех лет. 

На данный момент, Азербайджан как на море, так и на суше не нашел новых месторождений нефти, в какой-то мере совокупно сопоставимых с блоком месторождений АЧГ. Перспективные месторождения, на которые Азербайджан возлагал большие надежды, – мелководный Shallow Water Absheron Peninsula (SWAP) и Block D230, пока не радуют результатами геологоразведок.

В июле 2022 года проект SWAP после бурения трех разведочных скважин был объявлен закрытым из-за экономически неэффективных запасов. О разведочных работах по проекту Блока Д 230 вот уже долгое время тоже нет каких-либо оптимистичных для Азербайджана новостей. С другой стороны, у Азербайджана имеются так называемые спорные месторождения с Туркменистаном и Ираном, которые пока не осваиваются, и Азербайджан может предложить варианты, которые могут устроить все стороны.

В 2021 году Алиев сумел договориться с президентом Туркменистана о совместном освоении спорного месторождения «Кяпяз», называемым в Туркменистане «Сердар». Стороны подписали меморандум, назвали это месторождение «Достлуг» (Дружба), парламенты обеих стран ратифицировали меморандум, и по состоянию на 2022 год провели четыре рабочие встречи по этому поводу. Но к практическим действиям пока не приступили. Запасы месторождения оцениваются как минимум в 50 млн тонн нефти, а распределение долей в пропорции Азербайджан – 30%, Туркменистан – 70%. В качестве подрядчика и инвестора стороны договорились привлечь российскую компанию «Лукойл». 

С Ираном у Азербайджана ситуация выглядит сложней. Стороны в 2018 году подписали Меморандум о совместной разработке блоков в Каспийском море, который также предусматривал создание совместной компании. С той поры прошло шесть лет, но ничего пока не заработало.

Спорным между Ираном и Азербайджаном является месторождение «Алборз», в Азербайджане называют «Алов» (Пламя). Иран – единственная страна на Каспии, которая не добывает нефть и газ в своем секторе Каспийского моря. Запасы «Алборз» предварительно могут составлять 80 млн тонн нефти, и вряд ли для Ирана это является впечатляющим объемом, чтобы строить инфраструктуру для начала добычи на этом месторождении. Но вполне возможно, что на паритетных условиях с Азербайджаном Иран согласится участвовать в совместном проекте, тем более Азербайджан с помощью и опытом ВР обладает технологиями глубоководного бурения.

Что невозможно было предположить вчера, может произойти завтра.

Из-за падения добычи нефти магистральный трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан работает на половину от заявленной проектной мощности в 50 млн тонн в год, что создает возможности для казахстанских производителей нефти рассматривать трубопровод как один из альтернативных маршрутов для транспортировки казахстанской нефти. В 2023 году через трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан было транспортировано 1,5 млн тонн казахстанской нефти. В 2024 году планируется уже 2,2 млн тонн нефти.

Прогнозное утверждение, что в Азербайджане в ближайшие несколько лет закончится товарная (экспортная) нефть, не означает, что Азербайджан останется без нефти. Закончится может «Большая нефть», начало процесса конца было положено еще в 2011 году. Наступит эпоха «Малой нефти», и длиться она может дольше, чем эпоха «Большой нефти».

Вероятно, через четыре-пять лет нефти на экспорт станет меньше, но какое-то количество Азербайджан будет добывать еще долго.

Наглядный пример – африканская Республика Габон. Когда-то, в 1998 году, выйдя на пик добычи нефти в 18,5 млн тонн, добыча стала неуклонно падать, и Габон ежегодно стабильно добывает около половины пикового объема. Уровень добычи в последние годы колеблется между 9-11 млн тонн.

Старые месторождения также истощаются, новых крупных месторождений не найдено. Габон 90% своей нефти отправляет на экспорт. При этом имеет запасы нефти, которые при современном темпе можно добывать еще лет 20.

Интересный факт: более 50 лет Габоном управляла семья Бонго, отцом и впоследствии, после его смерти, сыном, переизбранным на выборах с впечатляющими результатами. Его власть держалась на распределении доходов от продажи нефти, пока сын не был свергнут в результате военного переворота в августе 2023 года.

Кроме АЧГ, добыча нефти в Азербайджане происходит на десятках нефтяных месторождений по линии SOCAR. Есть также добыча газоконденсата из газовых месторождений «Шах-Дениз» и Апшерон, что в совокупности составляет немногим менее половины всей добытой нефти в Азербайджане.

Например, в 2023 году общая добыча нефти в Азербайджане составила 30,2 млн тонн, из которых на долю SOCAR и газоконденсата с газовых месторождений «Шах-Дениз» и «Апшерон» пришлось 12,4 млн тонн, при этом SOCAR по своей линии вот уже шестой год стабильно приносит от 7,5 млн тонн до 7,8 млн тонн в год.

Довольно долгое время еще будут эксплуатироваться платформы АЧГ, которые, даже при падении на 50% от нынешних объемов добычи, при всей затратности, повышенной себестоимости и сложной извлекаемости, все равно будут выдавать определенное количество нефти на экспорт. Тем более, при нынешних высоких мировых ценах на нефть, которые, в некоторой степени компенсируют снижение объемов нефти.

Хватит ли Азербайджану тех доходов на существование или не хватит – это отдельный вопрос, который должен беспокоить азербайджанский Госнефтефонд, где аккумулируются нефтяные доходы с АЧГ и откуда происходят трансферты в государственный бюджет.

В 2023 году 36,7% доходной части государственного бюджета Азербайджана состояли из трансфертов с Госнефтефонда.

Напомним, что оператор больших нефтегазовых проектов в Азербайджане компания ВР обязалась сотрудничать с Азербайджаном как минимум до 2050 года. Что может означать, что ВР уверена в рентабельности своей деятельности в Азербайджане не только в нефтегазовой сфере, но и в области возобновляемых источников энергии.

Эдуард Аракелян является военным экспертом ереванского Регионального центра демократии и безопасности.