Стан і перспективи видобутку азербайджанської нафти

Найреальніше джерело альтернативних поставок нафти в Україну — країни Каспійського регіону. Скоординовані дії прем’єрської та президентської команди на цьому напрямі можуть у недалекому майбутньому забезпечити позитивні результати.

Традиційно одну з ключових ролей у стратегії посилення своєї енергетичної безпеки Київ відводить багатому на енергоресурси Азербайджанові, який виступає невід’ємною частиною будь-якої експертної дискусії, спрямованої на пошук можливих шляхів диверсифікації джерел надходження енергоносіїв в Україну.

Останнім часом стали регулярними зустрічі у форматі Ющенко—Алієв, а візит української делегації на чолі з прем’єром Януковичем до Баку свідчить про подолання Києвом дефіциту політичної гнучкості й поступове налагодження конструктивного діалогу з ряду актуальних питань україно-азербайджанського порядку денного. У спільних заявах обидві сторони підтверджують перспективність переговорів про транспортування каспійської нафти до європейських споживачів українською транспортною системою та обопільну зацікавленість у створенні міжнародного нафтотранспортного консорціуму для наповнення сировиною й експлуатації нафтопроводу Одеса—Броди.

З огляду на стрімке зростання нафтовидобутку в Азербайджані та інерційність прогнозів чиновників і аналітиків про перспективи азербайджанської нафти для України, цілком своєчасною є спроба докладнішого вивчення цього питання.

Нафтова схильність

Одна з небагатьох країн, здатних похвалитися своїм більш ніж столітнім досвідом у нафтовидобувній галузі, Азербайджан уже багато років працює над поверненням колишніх позицій центру нафтової промисловості. Саме з успіхами в національному паливно-енергетичному комплексі керівництво країни ув’язує вирішення ряду нагальних проблем у соціально-економічній сфері, благополучний розвиток економіки, а відтак зростання авторитету держави у світовій політико-економічній спільноті. Для цього Баку має досить переконливі передумови.

За офіційними статистичними даними, імовірні запаси рідких вуглеводнів Азербайджану коливаються на позначці 4—8 млрд. тонн, із них близько 0,9—1,8 млрд. належать до розряду розвіданих. За попередніми результатами, нинішнього року намічається рекордний показник за період промислового виробництва нафти в республіці — видобуток очікується у межах 30 млн. тонн і зможе подвоїтися вже до 2009 року.

Свого часу завдяки саме такому очевидному енергетичному потенціалові слабку, роздроблену пострадянську республіку, яка зав’язнула у війні й державних переворотах, удалося перетворити на одну з найпомітніших на світовій арені нових незалежних держав. Підписання численних контрактів із провідними іноземними нафтогазовими компаніями заклало основу економічного розвитку країни і позначилося на становленні внутрішньополітичної стабільності. Більше того, згодом нафтова галузь перетворилася на чітку зону зростання господарства, яка потягнула за собою всю економіку і забезпечила їй загальну високу динаміку.

За рахунок масштабного припливу інвестицій в енергетичний сектор, високих цін на нафту та приросту нафтовидобутку, зростання ВВП країни торік сягнуло 26%. При цьому у структурі експорту частка нафти й нафтопродуктів становила понад 80%. За даними British Рetroleum, 2005 року від продажу сирої нафти азербайджанській державі було сплачено 825 млн. дол., у 2006 році сума цих виплат перевищить 3 млрд. дол., а до кінця декади — 15—20 млрд. дол., залежно від рівня цін на нафту.

Якщо керівництву країни вдасться вжити відповідних заходів для компетентного використання коштів від продажу нафти, уникнувши витіснення нафтовидобутком інших видів економічної діяльності (т.зв. голландського синдрому), у недалекому майбутньому Азербайджан зможе реально претендувати на роль лідера в регіоні, маючи вагомі важелі для вирішення поставлених завдань. Серед таких особливе місце посідає прагнення Баку посилити переговорні позиції у процесі врегулювання замороженого територіального конфлікту з сусідньою Вірменією.

Не секрет, що вирішення карабаського питання Азербайджан тісно ув’язує зі співпрацею з Києвом як на двосторонньому рівні, так і в рамках міжнародних організацій, передусім ГУАМ. Так, на базі останньої активно обговорюється створення спільних збройних сил швидкого реагування. За прогнозами міністра оборони України Анатолія Гриценка, миротворчий контингент ГУАМ може бути створений уже влітку наступного року. Головною ланкою в ньому, вочевидь, має виступити Україна, єдина з членів організації, котра має значний досвід участі в міжнародних миротворчих операціях і володіє досить значним військово-технічним потенціалом. Таким чином, обстоюючи одну з головних консолідуючих ліній ГУАМ — за жодних обставин не визнавати законність самопроголошених утворень — і пропонуючи військово-політичне партнерство, Київ натомість справедливо розраховує отримати довгождані дивіденди у вигляді азербайджанської нафти.

Експорт і його технічна складова

Ведучи переговори з офіційним Баку про поставки в середньостроковій перспективі енергоносіїв, слід враховувати, що право розпоряджатися основною частиною видобутої сировини належить не азербайджанській державі, а ряду провідних іноземних нафтогазових компаній, які інвестують виробництво. Безумовно, уряд Азербайджану може впливати на прийняття рішень цими компаніями. Однак наказати їм вибирати той чи інший маршрут він не зможе.

Сьогодні на частку підприємств Держнафтокомпанії Азербайджану (ДНКАР) припадає трохи більше третини видобутої у країні нафти, тоді як левову її частку ділять між собою закордонні представники Азербайджанської міжнародної операційної компанії (АМОК), що освоює найбільший шельфовий блок родовищ Азері-Чираг-Гюнешлі (АЧГ). Найкрупніший власник акцій консорціуму й оператор проекту — англійська компанія British Petroleum (34,1%). Американські інтереси представлено Chevron Texaco (10,3%), Exxon Mobil (8,0%), Devon Energy (5,6%) і Amerada Hess/Delta (2,8%). Членами консорціуму виступають також японські Inpex (10 %) та Itochu (3,9%), норвезька Statoil (8,6%), а також турецька ТРАО (6,75%). Участь власне Баку в проекті вимірюється 10-відсотковою часткою ДНКАР.

Саме за рахунок зазначених компаній-партнерів буде досягнуто очікуваного рівня нафтовиробництва. Так, у найближчих два роки консорціум обіцяє збільшити видобуток із сьогоднішніх 20—22 млн. тонн до 50 млн. тонн на рік, що становитиме близько 85% від запланованого на цей період валового нафтовидобутку країни. Решту обсягів палива вироблятиме ДНКАР. Таким чином, у разі успішної реалізації задуманого і збереження нинішнього часткового поділу продукції на ринку, до 2009 року іноземним компаніям належатимуть близько трьох чвертей видобутої в Азербайджані нафти.

Що стосується експортного потенціалу, то, з огляду на незначне зростання внутрішньої нафтопереробки (до 9 млн. тонн на рік), експорт азербайджанської нафти до аналізованого періоду імовірно становитиме близько 50 млн. тонн на рік. При цьому понад 90% належатимуть іноземним нафтовидобувним компаніям, оскільки обидва місцеві нафтопереробні заводи (НПЗ) перебувають на повному держзабезпеченні.

Отже, розглядаючи сьогодні ймовірних постачальників азербайджанського палива на український ринок, слід враховувати, що видобута в Азербайджані нафта поділяється на три групи: видобута безпосередньо підприємствами Держнафтокомпанії АР, та, яка належить Баку в рамках 10-відсоткової пайової участі в міжнародному консорціумі АМОК, і вироблена іноземними членами цього консорціуму. Таким чином, повноцінне право розпоряджатися нафтою, а отже й вибирати маршрут її транспортування, мають як Азербайджанська держава (ДНКАР), так і закордонні нафтогазові компанії.

При цьому завдяки досить розвиненій експортній інфраструктурі республіки експортери володіють достатньою маневреністю та гнучкістю під час вибору маршруту для своєї нафти. На сьогодні диверсифікована система трубопроводів дозволяє вантажовідправникам прокачувати нафту нафтогонами Баку—Новоросійськ і Баку—Супса в чорноморські порти Росії та Грузії, а з допомогою недавно введеної в експлуатацію системи Баку—Тбілісі—Джейхан (БТД) — доставляти її прямо в акваторію басейну Середземного моря, в обхід проблемних проток Босфор і Дарданелли.

Загальна пропускна здатність наявних робочих нафтопровідних потужностей становить 62 млн. тонн на рік. Крім того, частина експортованої азербайджанської нафти транспортується залізницею, а близько 8 млн. тонн сировини не підлягає вивезенню і переробляється на місцевих НПЗ. Тому, як тепер, коли нафти видобувається 30 млн. тонн, так і в недалекому майбутньому, коли очікується показник 60 млн. тонн, експортери матимуть у своєму розпорядженні значні вільні транспортні потужності. Неповна ж завантаженість наявної інфраструктури, а отже — триваліша окупність високовитратних проектів, безумовно, не влаштовує державу й інвесторів. Тому для підвищення рентабельності роботи, передусім трубопроводу в напрямку турецького порту Джейхан, прокачувати свою нафту через Азербайджан умовили Казахстан. Сторони досягли домовленостей про створення відповідної транспортної інфраструктури, яка б дозволяла доставляти казахстанську нафту в Баку через Каспійське море.

З огляду на таку ситуацію, інтереси України полягають у лобіюванні експортних маршрутів, які виходять до узбережжя Чорного моря. Саме надмірність ресурсів на цьому напрямку — невід’ємна запорука ефективної реалізації проекту Одеса—Броди, здатного збільшити обсяги прокачуваної сировини українськими нафтотранспортними магістралями і зробити можливою диверсифікацію джерел надходження палива на українські нафтопереробні потужності, розбавивши тим самим теперішні майже монопольні поставки з Росії.

Багатогранність інтересів

Чорноморський вектор в азербайджанській енергетичній стратегії включає російський і грузинський транзитні маршрути. З допомогою азербайджансько-грузинської залізничної системи нафта транспортується цистернами у порт Батумі (близько 2—3 млн. тонн на рік), а в супський і новоросійський термінали надходить нафтопровідними нитками, що тягнуться з Баку. Аналіз режиму роботи останніх двох показує таке.

За десятилітню історію експлуатації рівень завантаженості трубопроводу Баку—Новоросійськ нечасто перевищував половину від максимально можливої позначки 5 млн. тонн. Винятком можна вважати лише 2005 і 2006 роки, коли маршрутом користувалася не лише Держнафтокомпанія Азербайджану (яка була спочатку єдиним цільовим вантажовідправником для трубопроводу), а й її партнери по АМОК. За великим рахунком, участь останніх пояснювалася тимчасовою відсутністю вільних експортно-транспортних потужностей у зв’язку зі зволіканням із запуском нафтопроводу БТД та очікуванням його виходу на проектну потужність.

Окрім ризику, який із самого початку існував у нестабільному чеченському регіоні, що ним пролягала частина трубопроводу, а надалі — невиправдано високого експортного тарифу, встановленого російською стороною, явний мінус північного маршруту на сьогодні — відсутність т.зв. банку якості — грошової компенсації за втрату якісних параметрів легкої азербайджанської сировини при її змішуванні з важкою російською експортною сумішшю у процесі транспортування. Вихідний продукт коштує дешевше і має менш конкурентні показники.

Однак, попри досить несприятливі умови, якщо не складуться форс-мажорні обставини, у Баку не мають наміру повністю відмовлятися від новоросійського експортного маршруту. Він необхідний Азербайджанові для підтримки енергетичної безпеки країни. Окрім того, відмова від транзиту нафти через Новоросійськ загострить і так прохолодні відносини з Росією, яка все ще є великим постачальником природного газу в республіку. Водночас, з огляду на надлишок вільних транспортних потужностей і зазначені недоліки, використання новоросійського маршруту не зможе істотно відрізнятися від сформованого роками «звичного» рівня експлуатації. Хіба у бік зменшення.

Кардинально протилежна ситуація виникла з експлуатацією експортного маршруту Баку—Супса, який використовують виключно для транспортування азербайджанської нафти, і тільки акціонери АМОК, котрі є його повноправними власниками. Завдяки цьому і з огляду на досить низькі транзитні збори нафтопроводом із часу введення в експлуатацію 1999 року прокачували максимально можливі обсяги палива — близько 7 млн. тонн на рік. Такий успішний показник роботи дав привід розглядати в перспективі збільшення пропускної здатності системи до пікових проектних потужностей — 12—15 млн. тонн на рік.

Тим часом, попри досить привабливі умови та підвищену зацікавленість проектом ряду держав, у тому числі й України, транспортно-експортна кон’юнктура, що склалася, не дозволить Азербайджанові в найближчий період реалізувати такі задуми. Значною мірою зворотному розвитку подій зашкодив запуск так званого основного експортного трубопроводу (БТД).

Час показав, що маршрути Баку—Новоросійськ і Баку—Супса, хоча й характеризуються нижчими капітальними витратами, все ж вимагають подальшого транспортування нафти з Чорного моря, що передбачало вирішення питання обмеженої пропускної здатності турецьких проток Босфор і Дарданелли. Тому з метою забезпечення виходу каспійських вуглеводнів прямо в Середземноморський басейн і далі на міжнародні ринки було побудовано ще один нафтопровід: Баку—Тбілісі—Джейхан (БТД). Інвестував будівництво міжнародний консорціум BTC Company, до складу якого ввійшли більшість компаній, котрі освоюють блок родовищ АЧГ, який розглядається як ресурсна база для заповнення нафтопроводу.

Очікується, що на проектну потужність — 50 млн. тонн на рік — БТД вийде протягом 2007 року, а максимально буде задіяний до 2010-го, що відчутно знижує перспективи збільшення обсягів поставок нафти іншими маршрутами. Однак ефективне завантаження системи в зазначені терміни лише азербайджанською нафтою, як планувалося раніше, опинилося під сумнівом. Проблема належного заповнення виникла у зв’язку з істотним переглядом термінів приросту видобутку нафти в Азербайджані і небажанням деяких нафтовидобувних компаній розглядати БТД як головний маршрут транспортування для своєї нафтосировини. Це підтверджується й тим, що, наприклад, компанія Exxon Mobil законтрактувала весь прогнозований видобуток до 2010 року на шельфі Каспійського моря в рамках азербайджанського проекту.

Одна з таких компаній — Exxon Mobil, яка законтрактувала в напрямку Чорного моря весь прогнозований до 2010 року видобуток у рамках азербайджанського проекту, уклавши п’ятирічну угоду на забезпечення транспортування 10 млн. тонн нафти залізницею в порт Батумі. Прийняте рішення було пов’язане з тим, що в період формування BTC Company з усіх учасників проекту АЧГ тільки Exxon Mobil та Devon Energy відмовилися ввійти до її складу й інвестувати в будівництво нафтопроводу, втративши таким чином можливість отримати пільговий тариф для прокачування сировини.

Отож для нафтовидобувних компаній, які працюють в Азербайджані, пріоритетними у плані експорту нафти є трубопроводи Баку—Тбілісі—Джейхан і Баку—Супса, які дозволяють зберегти високу якість азербайджанської сировини.

Великий попит у нафтовиків і на залізничну систему. Глибший аналіз роботи експортних маршрутів свідчить: до 2010 року обсяги азербайджанської нафти, які надходять в акваторію басейну Чорного моря, становитимуть 13—15 млн. тонн на рік. Основними постачальниками палива на цьому напрямку виступлять представники консорціуму АМОК, а також сепаративно Exxon Mobil та ДНКАР.

Порядок денний

Пайова участь у чорноморських поставках Азербайджанської держави, з керівництвом якої Україна вже багато років веде переговори про виділення гарантованих обсягів нафти для проекту Одеса—Броди, вимірюватиметься відповідно до перетасовки нафтових потоків між наявними експортними маршрутами. До кінця декади обсяги каспійської нафти, що належать безпосередньо офіційному Баку і надходять у напрямку Чорного моря, коливатимуться між 2 і 5 млн. тонн (13—38% від «чорноморських» поставок республіки), що зберігає актуальність і незаперечну цінність Азербайджану як важливого енергетичного партнера для України. Тим часом, як засвідчили вищенаведені факти, спроби пошуку спільних позицій із американською Exxon Mobil і/або англійською компанією British Petroleum могли б мати для Києва не менш важливі позитивні результати.

Безумовно, самих політичних декларацій і спільного ГУАМівського коріння явно замало в діалозі Києва та Баку (хай навіть сторони й перейшли у звертанні одна до одної на «ти»), а що стосується провідних міжнародних нафтогазових компаній, переговорний ресурс, за рахунок якого Україна може залучити їх до своїх проектів, фактично не ведеться. Для включення того ж нафтопроводу Одеса—Броди до переліку потенційних маршрутів азербайджанської нафти перевага української транзитної системи має бути не лише політичною, а й економічною.

Зацікавити вищезгадані компанії в модернізації українських нафтопереробних заводів або спорудженні спільними зусиллями нового НПЗ із високим рівнем переробки, викликати інтерес до придбання і будівництва мереж автозаправних станцій по країні, тим самим допустивши великих гравців із власною сировиною на роздрібний ринок нафтопродуктів для підвищення його конкурентоспроможності, підключити компанії до реалізації проекту європейського значення з експлуатації та продовження трубопроводу Одеса—Броди до Плоцька, покликаного прокласти шлях каспійській нафті до перспективного регіону Центрально-Східної Європи і на великий внутрішній ринок Німеччини, — саме цей спектр питань має сьогодні формувати порядок денний української влади. Напористість і послідовність якої має стати невід’ємною характеристикою її системних дій.

І хоча Азербайджан, швидше за все, не буде основним постачальником каспійської нафти для повномасштабної реалізації проекту Одеса—Броди— Гданськ, саме його енергоресурси, в остаточному підсумку, можуть відіграти роль свого роду необхідного «прикупу» для вдалої партії. Таким чином, тепер настає вирішальний момент для української ініціативи у процесі початку реального енергетичного співробітництва з Азербайджаном. Після досить тривалого періоду невизначеності та сумнівів настав час зробити відповідальні кроки. Від того, чи буде їх зроблено і наскільки сміливими та обдуманими вони виявляться, залежить не лише подальша участь Баку в українських енергетичних проектах, а й початок реалізації стратегічного завдання з диверсифікації джерел і шляхів надходження енергоносіїв в Україну.