Автор: Ольга Сергеева, эксперт аналитического центра ЗАО "ЛУКОЙЛ-Информ"

В ближайшие 10 лет Каспийский регион останется "ресурсной кладовой" Европы и США

Антитеррористическая операция США в Афганистане спровоцировала новый всплеск интереса к Каспийскому региону со стороны средств массовой информации и экспертного сообщества. При этом наиболее оживленную дискуссию вызвал вопрос о геополитическом будущем Каспия: анализировалась его роль как стратегического резерва углеводородного сырья, оценивались шансы России и США на политическое и военное доминирование в регионе. В то же время зачастую в тени оставался тот факт, что 2001 год принес ряд важных изменений в экономическое развитие прикаспийских государств.

Именно в этот период появились первые результаты разведочного бурения на перспективных углеводородных структурах, позволяющие более реально оценить потенциал каждого из национальных секторов Каспия, изменился состав ряда ключевых консорциумов, произошло уточнение приоритетов нефтяных компаний относительно конкурирующих трубопроводных маршрутов.

Прежде всего, именно в 2001 году стало окончательно ясно, что основная часть капиталовложений западных компаний в этом регионе будет направлена не на разведку новых, а на разработку уже открытых углеводородных структур с крупными доказанными запасами сырья.

Этот вывод можно сделать из целого ряда отказов зарубежных инвесторов от продолжения разведочного бурения, последовавших за тем, как первые скважины показали отсутствие на месторождениях коммерческих запасов углеводородов. Все "сухие скважины" находились в азербайджанском секторе Каспия, что позволило

стр. 55

экспертам заговорить о конце инвестиционного бума в этой стране. В том же ряду стоит и отказ инвесторов от работы на спорных месторождениях.

Все эти случаи объединяет одно - нежелание компаний вкладывать средства в проекты, характеризующиеся высоким уровнем экономических, технологических или политических рисков. Если учесть, что те же самые компании активно работают в регионах с гораздо менее привлекательным инвестиционным климатом (например, в Анголе), можно предположить, что основной причиной их осторожности является нерешенность вопроса транспортировки углеводородных ресурсов Каспия на мировые рынки.

Тем не менее говорить о значительном падении уровня инвестиционной привлекательности Каспийского нефтегазового бассейна, безусловно, преждевременно. Во-первых, Каспий подтвердил свою репутацию региона больших проектов, ресурсный и производственный потенциал которого в значительной мере определяется эффективностью разработки нескольких ключевых нефтегазовых структур. А большие проекты практически всегда предполагают большие инвестиции. Во-вторых, "свято место пусто не бывает", и месторождения, оставленные гигантами мирового нефтяного бизнеса, неизбежно найдут новых хозяев в лице более мелких западных фирм или (что более вероятно) их российских коллег. Наконец, падение инвестиционного рейтинга Азербайджана уже компенсировано успехами, достигнутыми крупными иностранными компаниями в Казахстане.

Однако сценарий превращения Каспия в регион больших проектов имеет и отрицательные стороны. Главная из них состоит в том, что проблемы с реализацией любого из подобных проектов будут крайне болезненны для всего региона как с экономической, так и с геополитической точек зрения. Именно они станут лакмусовой бумажкой, определяющей дальнейшее поведение инвесторов.

К большим проектам прежде всего относится разработка месторождений Азери-Чираг- Гюнешли, Шах Дениз (Азербайджан), Тенгиз, Карачаганак, Кашаган (Казахстан). В рамках трех из них (АЧГ, Тенгиз, Карачаганак) осуществляется добыча сырья, что многократно снижает инвестиционные риски. Два других проекта находятся на стадии разведки, однако наличие на структурах Шах Дениз и Кашаган крупных запасов углеводородного сырья уже подтверждено.

Сегодня с уверенностью можно говорить о том, что все западные компании, участвующие в реализации больших проектов (Exxon/Mobil, Chevron/Texaco, BP, Statoil, TotalFinaElf, RD/Shell, ENI), продолжат работу на Каспии, несмотря на постигшие их в 2001 г. неудачи, причем даже в том случае, если США и их союзники не будут в состоянии контролировать ситуацию в Афганистане или влиять на ход пакистано-индийского противостояния. А вот интенсивность и результативность работы этих компаний будет зависеть прежде всего от темпов развития инфраструктуры, необходимой для проведения масштабной разведки месторождений и добычи сырья. Без создания в Каспийском регионе максимально диверсифицированной трубопроводной системы, появления здесь современного исследовательского и бурового оборудования, а также без активизации лицензионной политики прикаспийских государств потенциал этого нефтегазового бассейна может остаться в значительной степени невостребованным.

Что касается стратегии российских компаний на Каспии, то она, видимо, будет несколько иной. Если их западные коллеги в ближайшем будущем ограничатся участием в небольшом числе наиболее крупных проектов, то отечественные нефтяники, видимо, изберут тактику "ползучей экспансии" в регионе, заключающуюся в постепенном приобретении прав на разведку и разработку все большего количества средних и мелких месторождений. В частности, туркменскими месторождениями уже заинтересовались Итера и Зарубежнефть, казахстанскими - Итера, Роснефть и ТНК, узбекскими - Итера и ЛУКОЙЛ.

Прорыв на Запад

Второй не менее важный итог 2001 года - прояснение ситуации с основными направлениями экспорта каспийских углеводородов в течение ближайших десяти лет. Сегодня с большой долей уверенности можно утверждать, что в 2002-2010 гг. Каспий останется ресурсной кладовой Западного полушария. Что же касается транспортировки значительных объемов добываемого здесь сырья в Азиатско- Тихоокеанский регион, то она может стать реальностью не ранее 2010 г., и то лишь при условии кардинального изменения геополитической ситуации в Средней Азии.

Важнейшим событием 2001 г. стало окончательное введение в строй нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), стабильная работа которого,

стр. 56

безусловно, усилит как экономические, так и геополитические позиции России в регионе. Первые шесть-семь месяцев работы КТК по нему будет транспортироваться высококачественная тенгизская нефть (плотность 46,9? API; содержание серы - 0,51%), а впоследствии - смесь CPC (42-44? API; 0,7-0,8%).

Кроме того, появилась наконец определенность с маршрутами экспорта азербайджанской нефти (с месторождений Азери-Чираг-Гюнешли) и газа (с месторождения Шах Дениз). В октябре 2001 г. было подписано межправительственное азербайджано-грузинское соглашение относительно транзита и реализации природного газа, который будет поступать на мировой рынок по трубопроводу Баку-Тбилиси- Эрзерум. Планируется, что регулярные поставки азербайджанского сырья начнутся в 2005 г. и будут на первом этапе составлять от 6 до 8 млрд м3 в год. Основными его потребителями станут Азербайджан, Турция и страны Средиземноморья.

Многократно выросли шансы и на строительство Основного экспортного трубопровода (ОЭТ) Баку-Джейхан. Еще год назад этот проект оценивался экспертами как политически мотивированный, призванный нейтрализовать возможный рост влияния России и Ирана в регионе, однако малопривлекательный с коммерческой точки зрения ввиду отсутствия достоверных данных о доказанных запасах каспийского шельфа.

Сегодня ситуация кардинально изменилась. После того, как Турция пересмотрела некоторые ключевые технические параметры данного проекта (в частности, количество насосных станций), а также взяла на себя ряд обязательств относительно его финансирования (сюда относятся покрытие государством всех расходов, превышающих 1,4 млрд долларов, на прокладку турецкого отрезка трубы, помощь в приобретении участков земли под строительство, льготный налоговый режим эксплуатации трубопровода в течение 40 лет), компании-инвесторы пришли к выводу, что строительство нефтепровода Баку-Джейхан может быть экономически оправдано даже без гарантий прокачки по нему северокаспийского сырья. Большинство экспертов уже сегодня называют проект ОЭТ "коммерчески целесообразным", ссылаясь на то, что уровень прибыльности сделанных в него капиталовложений составит от 12,5 до 24,5 процентов.

Прогнозируемые объемы добычи нефти в Азербайджане (сорт Azeri Light 34-35? API; 0,14-0,15%) позволяют рассчитывать на транспортировку по ОЭТ до 20 млн т сырья к 2005 г. и до 50 млн т - к 2010 г. В то же время есть все основания полагать, что нефтепровод Баку-Джейхан сможет начать работать на полную мощность задолго до 2010 г. Уже осенью 2001 г. серьезный интерес к ОЭТ начали проявлять компании, контролирующие значительные запасы углеводородов в северной части Каспия - Chevron/Texaco, ENI и ЛУКОЙЛ. В результате появился проект дополнения ОЭТ трассой в обход Каспийского моря с частичным использованием магистральных трубопроводов КТК, Транснефти и ГНКАР, позволяющий заполнить его экспортными потоками с казахстанских месторождений, а также с месторождений российского сектора Каспия. Продолжает рассматриваться и вариант транспортировки казахстанской нефти танкерами до Баку с ее последующей закачкой в Основной экспортный трубопровод.

На сегодняшний день практически нет сомнений в том, что нефтепровод КТК будет полностью загружен нефтью и газовым конденсатом с Тенгиза, Карачаганака и, возможно, Кумколя уже к 2005 г. К этому моменту добыча только на первых двух месторождениях возрастет до 31 млн т, а к 2010 г. - до 45 млн т. В то же время, по официальным прогнозам, общий объем производства нефти в Казахстане достигнет 60 млн т к 2005 г. и 88 млн т к 2010 г. Вполне вероятно, что уже к 2005 г. для экспорта нефти и газового конденсата с месторождений, находящихся на западе Казахстана, потребуются дополнительные трубопроводные мощности.

В этом районе находятся функционирующие месторождения Узень, Жетыбай, Каламкас (Мангистауская область) с общими извлекаемыми запасами около 1 млрд т нефти и газового конденсата,

стр. 57

а также перспективные структуры Каражамбас, Дахран, Северные Бузачи (Мангистауская область), Алибекмола и Кожасай (Актюбинская область). Отдельно в этом ряду стоит гигантская шельфовая структура Кашаган, содержащая 1,2-6,8 млрд т нефтяного эквивалента (НЭ), начало разработки которой запланировано на конец 2004-начало 2005 года.

В российском секторе Каспия к концу 2001 г. было пробурено четыре оценочные скважины (две - на Хвалынской и две - на Широтной структуре). Итоги бурения в совокупности с результатами геофизических исследований позволили сделать заключение о наличии на севере Каспия десяти потенциально перспективных нефтегазоносных структур с начальными извлекаемыми запасами более 2 млрд т НЭ. Начало пробной эксплуатации первого месторождения в этом районе (им. Ю. Корчагина) запланировано на 2002-2004 годы.

Таким образом, в ОЭТ могут быть направлены потоки "большой" северо-каспийской нефти, для экспорта которой будет недостаточно мощностей КТК.

Выгода для нефтяных компаний очевидна: транспортируя добываемое ими сырье на мировые рынки по маршруту Баку-Джейхан, они смогут избежать попадания своей более легкой и менее сернистой нефти в систему Транснефти и, соответственно, получения на "выходе" из трубы менее ценной смеси Urals. Однако оправданными расходы этих компаний на строительство и эксплуатацию ОЭТ можно будет назвать лишь в том случае, если последние будут располагать достаточными объемами углеводородного сырья. В этом смысле показателен пример ЛУКОЙЛа, имеющего лицензии на перспективные месторождения не только на северо-западе и северо- востоке, но и на юго-западе Каспия, и поэтому крайне заинтересованного в появлении максимального числа надежных и экономичных способов транспортировки каспийского сырья на мировые рынки.

Нельзя не отметить, что прогресс в реализации проекта строительства нефтепровода Баку-Джейхан - отличный пример продуманной политики Турции по привлечению зарубежных инвестиций. На сегодняшний день можно констатировать, что последняя значительно опережает

стр. 58

своего основного конкурента в области транзита каспийских углеводородов - Иран.

Потенциально иранский вариант транзита каспийской нефти выгоден России не менее, а Казахстану и Туркменистану даже более, чем турецкий. Одно из главных его преимуществ состоит в том, что из Ирана сырье будет попадать не на перегруженный и достаточно вяло развивающийся средиземноморский, а на динамично растущий азиатский рынок.

Основные препятствия (не считая политических) для строительства трансиранского нефтепровода - это несогласованность политики Казахстана, Туркменистана и Ирана, а также неутешительные данные о запасах нефти в юго-восточной и южной частях Каспия.

На южном направлении

Сегодня ни у этих трех стран, ни у компаний-инвесторов нет единой позиции относительно оптимального способа транспортировки углеводородного сырья в южном направлении. Нерешенным остается вопрос о необходимости строительства нефтепроводов Актау-Туркменбаши и Туркменбаши-Нека, а также Тегеран-Персидский залив. Иранская сторона предлагает нефтяным компаниям участвовать в операциях "обмена" - поставлять нефть на северные НПЗ страны в обмен на отгрузку эквивалентного объема сырья из Персидского залива. Однако такой вариант подходит лишь поставщикам небольших партий углеводородов - сегодня в этом направлении может транспортироваться не более 2,5 млн т каспийской нефти в год. В перспективе Иран планирует довести объемы поставок до 19 млн т, однако этого также будет недостаточно для превращения "иранского коридора" в один из основных экспортных маршрутов каспийской нефти.

Возможно, новый импульс переговорам Казахстана, Туркменистана и Ирана придадут усилия компании "Транснефть" по экспорту нефти из Персидского залива. Один из трех путей реализации этого проекта предполагает обеспечение реверсивной работы трубопровода Атырау-Самара с последующей транспортировкой российской нефти по маршруту Актау-Туркменбаши-Нека. Два других варианта предусматривают использование мощностей трубопровода Омск-Павлодар-Чимкент-Чарджоу с последующим строительством ветки Чарджоу-Нека. Безусловно, осуществление любого (особенно первого) из этих проектов усилит интерес иностранных инвесторов к иранскому направлению экспорта.

На данный момент нет окончательного мнения и относительно того, на какой объем сырья должен быть рассчитан трансиранский нефтепровод. Некоторая ясность существует лишь с экспортом казахстанской нефти, который

стр. 59

может достигнуть 20 млн т в год к 2005 г. и 30 млн т к 2010 г. Поставки российского сырья на первом этапе составят 5 млн т в год с последующим увеличением до 20 млн т. Это означает, что целесообразность строительства трубопровода Казахстан-Туркменистан-Иран-Персидский залив в значительной мере зависит от перспектив развития нефтедобычи в Туркменистане, а точнее, от успеха разведочных работ компании Exxon/Mobil в этой стране.

Exxon/Mobil уже добывает нефть на туркменском месторождении Бурун и одновременно ведет разведку нефтяного блока "Гарашызлык-2". Последний имеет площадь 4500 км? и включает семь крупных месторождений, находящихся на полуострове Челекен, а также на шельфе вблизи туркменского побережья. В целом углеводородные ресурсы юго-восточного сектора Каспия оцениваются в 2,2-2,6 млрд т НЭ, однако прогнозировать уровень добычи нефти в этом регионе пока рано - Exxon/Mobil должна закончить бурение первой поисково-разведочной скважины на Челекене в первом квартале 2002 года.

Дополнительным стимулом реализации проекта трансиранского нефтепровода, несомненно, станет и начало разработки месторождений иранского сектора Каспия. Добываемая здесь нефть будет поступать на северные НПЗ страны, что сделает схему "обмена" бессмысленной. Однако произойти это может не ранее 2007-2009 годов.

В целом в 2002-2010 гг. стимулирование нефтедобычи в Каспийском регионе будет происходить преимущественно за счет развития "западной" сети трубопроводов, что благоприятно скажется на деятельности прежде всего тех компаний, которые участвуют сразу в нескольких больших проектах по добыче углеводородного сырья и одновременно имеют доли как минимум в двух ключевых консорциумах по строительству трубопроводов. Сегодня под это определение подходят лишь BP, Statoil, ЛУКОЙЛ и ENI. Есть вероятность, что данный список пополнится за счет компаний Chevron, Exxon/Mobil и TotalfinaElf, которые рассматривают возможность присоединиться к проекту ОЭТ.

Суммарные начальные ресурсы углеводородов в различных секторах Каспия, млрд т НЭ

Следующей переломной датой в развитии Каспия станет, скорее всего, 2005 год, когда первые партии "большой" каспийской нефти начнут менять привычные контуры мирового рынка этого сырья. Прежде всего, к этому моменту значительно обострится конкуренция между поставщиками нефти в Средиземноморском регионе.

В 2002 г. на средиземноморский рынок начнет поступать смесь CPC (КТК), а в 2005 г., после ввода в строй ОЭТ, к ней добавятся значительные объемы азербайджанской нефти. Это вызовет падение цен на североафриканские сорта, такие как Saharian Blend (44 ^o API; 0,1%) и Es Sider (37 ^o API; 0,5%), и постепенное вытеснение с рынка более дорогостоящего тяжелого западно-африканского сырья (сорта Bonny Light (36 ^o API; 0,1%), Qua Iboe (36 ^o API; 0,1%) и Brass River (41 ^o API; 0,1%). Кроме того, средиземноморские НПЗ уменьшат потребление российской смеси Urals (33 ^o API; 1,3%), которая, как считают эксперты, станет еще более тяжелой и сернистой из-за сокращения объема казахстанского сырья, поступающего в систему "Транснефти".

Одним из результатов этих изменений станет снижение зависимости США от импорта ближневосточной нефти. Во-первых, увеличатся поставки на американский континент вытесненных из Европы западно-африканских сортов. Во-вторых, в США "уйдет" часть азербайджанского сырья, не освоенного средиземноморскими НПЗ. В выигрыше, судя по всему, останется и Северная Европа, поскольку в этот регион будет направлена часть российской и североафриканской нефти, вытесненной из Средиземноморского бассейна. Таким образом, и без прямого политического вмешательства в дела региона республиканская администрация Джорджа Буша сможет еще достаточно долго пожинать плоды каспийской политики демократа Билла Клинтона.

Постоянный адрес данной публикации: