Баку, Азербайджан, 17 декабря /Trend /
Научный сотрудник Центра стратегических исследований при Президенте Азербайджанской Республики Гюльмира Рзаева специально для Trend
9 ноября Международное энергетическое агентство (МЭА) представило свой очередной годовой доклад "Обзор мировой энергетики 2010" (World Energy Outlook 2010), где даются прогнозы и инерционные сценарии развития мировой энергетики до 2035 года. Две главы доклада посвящаются Каспийскому региону и включают в себя подробный обзор развития энергетики региона - внутренний энергетический рынок и возможности экспортировать нефть и газ на среднесрочной и долгосрочной перспективе. Баланс снабжения и спроса оценивается и перспективой производства, и экспортом нефти и газа. Основной акцент сделан на Азербайджан, Казахстан, Туркменистан и Узбекистан - крупнейших производителей и потребителей энергии в регионе.
По данным доклада, доказанные запасы нефти Каспийского региона составляют 48 миллиардов баррелей что равняется 3,5 процентам мировых нефтяных запасов. Только доказанных запасов будет достаточно для того, чтобы поддерживать настоящие темпы производства в течение приблизительно 45 лет (мировых - в среднем на 46 лет). Большие запасы и ресурсы нефти в регионе сосредоточены в Казахстане, однако Азербайджан и Туркменистан также обладают значительными объемами возобновляемой нефти (хотя доказанных запасов в этих странах немного). По сей день было добыто только 19 процентов общего объема возобновляемой нефти в регионе, в то время как в мире эта цифра достигает 33 процентов.
По прогнозам МЭА, производительность многих месторождений, которые эксплуатируются в настоящее время, будет снижаться, и перед нефтедобытчиками встанет непростой и дорогостоящий вопрос поиска новых месторождений. Открытие новых месторождений в Азербайджане приведет к незначительному - с 1,1 миллиона баррелей в день (мб/д) в 2008 г. до 1,3 мб/д в 2020 г. - увеличению добычи нефти, в основном с нефтяного проекта "Чираг", куда были вложены 6 миллиардов долларов инвестиций, утвержденных в марте 2010 г. Однако прогноз на долгосрочную перспективу показывает, что общая добыча нефти в стране будет постепенно снижаться и достигнет отметки 0,9 мб/д в 2035 г. В настоящее время в стране наблюдается вторая волна инвестиций в оффшорный сектор, а именно французской компанией Тotal, вновь начавшей исследовательские работы на месторождении "Апшерон", немецкой RWE - на "Нахчыван" и BP - "Шафаг" и "Асиман". В определении траектории развития добычи нефти на "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ) важную роль будет играть принятие решения о продлении договора о долевом разделе, поскольку в 2024 году срок действующего PSA истекает и это ослабляет стимул действующего консорциума поддержать другие проекты после нефтяного проекта "Чираг".
Что касается газа, то тут ситуация отличается от нефти. Доказанные запасы традиционного вида газа в регионе составляют 13 триллионов кубических метров (ткм), что составляет 7 процентов всего мирового запаса. Намного больший объем составляют возобновляемые источники газа, которые составляют 26 ткм. В целом, запасов Каспийского региона будет хватать на 70 лет с нынешними темпами добычи (мировые запасы на 60 лет). Общая добыча газа в регионе удвоится с 159 миллиардов кубических метров (мкм) в 2009 году до 315 мкм в 2035 году. Согласно аналитикам МЭА, доказанные запасы страны составляют 1,4 ткм, основной объем которых содержится в недрах месторождении "Шах Дениз". Добыча газа в стране к 2015 году увеличится и составит 20 мкм до того, как вторая фаза разработки месторождения "Шах Дениз" вступит в силу в 2017. Разработка второй фазы месторождения доведет добычу газа в стране до 36 мкм к 2020 году, из которых 23 мкм свободного объема будут предназначены для экспорта. После 2020 года добыча оставшихся газовых ресурсов страны будет осуществляться по возрастающей линии и к 2025 составит 43 мкм, а к 2035 - 50 мкм.
На наш взгляд, цифры, приведенные аналитиками МЭА, являются чересчур скромными и должны быть доработаны. Согласно официальным данным ГНКАР в 2010 году, по самым точным прогнозам, добыча газа в стране составит 28 мкм. После разработки второй фазы "Шах Дениз" приблизительно в 2017 г. добыча газа составит 55 мкм в год. Поэтому 20 мкм к 2015 году и 36 мкм к 2020 году кажутся цифрами нереальными и заниженными.
Мы понимаем, что цифры приведенные в обзоре сосредоточены только на доказанных запасах страны в терминологии и методологии, принятой биржевыми рынками. Поэтому, к примеру, в этой методологии запасы нового месторождения "Умид" будут приравниваться к нулю, поскольку проведенный тест еще не проанализирован. Все же, если мы строим сценарии (можно назвать их оптимистичными сценариями), Азербайджан хотел бы видеть сценарии, где запасы газа могли бы допускать уровень экспорта 30-40 мкм до 2040 г.
Что касается будущих рынков экспорта азербайджанского газа до 2035 года, то тут аналитики МЭА приводят единственный возможный рынок - европейский, посредством Южного Коридора через Грузию и Турцию, включающий "Набукко", ITGI и TAP (за исключением нынешних российского и иранского рынков). Более того, в обзоре говорится, что если до 2020 года для реализации Южного Коридора "Шах Дениз" будет единственным источником газа, то это нанесет ущерб реализации "Набукко", поскольку "Шах Дениз" должен будет взять на себя вытекающие расходы.
Поскольку ГНКАР планирует довести экспорт газа до 40 мкм, скажем, к 2020 году, то нехватки газа для экспорта в стране не будет. Однако то, какой объем этого газа дойдет до европейского рынка, все еще остается открытым вопросом, поскольку до сих пор нет ни одного обязывающего договора о транспортировке азербайджанского газа в европейские страны. По этой причине Азербайджан рассматривает все возможные рынки экспорта газа, в том числе и ближневосточный рынок.
Не было уделено никакого внимания возможному экспорту нетрадиционного вида газа, а именно сжиженного природного газа (СПГ) Азербайджаном на тот же европейский рынок в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Для страны проект АГРИ является не менее важным, поскольку с точки зрения Азербайджана АГРИ является прекрасной возможностью для того, чтобы иметь доступ к балканскому downstream, а именно выйти в такие страны, как Венгрия, Болгария, Македония, Словакия, Сербия, Хорватия, Албания и Косово. Страны Центральной Европы - Австрия, Чехия и другие - могут подключиться к проекту после того, как будет построена единая система газовой сети ЕС.