От редакции. Проект по доставке азербайджанского газа в Европу — политический и призван ослабить зависимость ЕС от российского газа. Поэтому его реализация («Стадия-2» разработки месторождения Шах-Дениз) всё же началась, хотя экономика мероприятия находится на пределе рентабельности.

Напомним, что в 2006 году была запущена «Стадия-1» по разработке месторождения Шах-Дениз, газ в рамках этого проекта экспортируется в Грузию и Турцию. После начала добычи «Стадии-2» газ пойдёт в Турцию (дополнительные 6 млрд куб. м в год), а также в Европу (10 млрд).

Из-за высокой себестоимости добычи и транспортировки, газ сможет продаваться в Европе только по высоким ценам. С другой стороны, и природная рента Азербайджана окажется невелика. За прошедший с начала разработки Шах-Дениз период Азербайджан получил очень скромные доходы в виде ренты. Более того, будущие доходы, по всей вероятности, ему придётся инвестировать в новый проект по разработке Шах-Дениз («Стадия-2»). В свою очередь, прибыльность «Стадии-2» оставляет желать лучшего, это приведёт к тому, что и здесь страна получит минимальные отчисления.

Подробное обсуждение этих коллизий, а также анализ стоимостных показателей проекта разработки газоконденсатного месторождения Шах-Дениз предлагаем ниже.

Маленькая сенсация перед большим соглашением

17 декабря 2013 года в Баку в торжественной обстановке подписано соглашение по проекту «Стадия-2» между государственной нефтегазовой компанией Азербайджана SOCAR и Консорциумом, осуществляющим разработку газоконденсатного месторождения Шах-Дениз. В ходе его реализации в Западную Турцию и Южную Европу будет ежегодно поставляться 16 млрд куб. м азербайджанского газа. Проект как проект. Но у него есть одна особенность. Для обеспечения поставок указанного объема газа планируются инвестиции (капитальные вложения) в объеме $45 млрд. Бросается в глаза относительно небольшой объем газа и гигантская сумма вложений для обеспечения его поставок.

По оценкам Caspian Barrel, с 2007 года до 1 октября 2013 года прибыль Азербайджана от добычи газа на месторождении Шах-Дениз по проекту «Стадия-1» составила $1497 млн. А за 9 месяцев 2013 года – $290 млн. Суммы, по сравнению с теми же нефтяными доходами – совсем невелики. Теоретически, в дальнейшем отчисления в пользу государства могли бы расти (что связано с постепенной окупаемостью инвестиций Консорциума).

Но вот 11 декабря 2013 года, фактически накануне подписания соглашения по «Стадии-2», на Caspian Barrel было опубликовано сенсационное заявление заместителя министра финансов Азербайджана Азера Байрамова с броским заголовком «Газовая правда Азербайджана: она оказалась «горькая»». Азер Байрамов сообщил: «Азербайджан не получит экономических преференций от газового контракта вплоть до 2017-2018 гг.». На основании озвученных данных, можно предположить, что достигнуто соглашение, в соответствии с которым прибыль, причитающаяся Азербайджану в проекте «Стадия-1», будет инвестирована в проект «Стадия-2». После начала добычи газа по этому проекту Азербайджан начнет получать прибыль. Но основные доходы он получит после того, как вложения Консорциума окупятся поставками газа. Когда это произойдет? На этот вопрос можно ответить, выполнив независимую оценку стоимостных показателей проекта «Стадия-2».

Немного теории: характеристики месторождения

Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота – около двух километров. На структуре закартировано несколько грязевых вулканов. Глубина моря в пределах месторождения от 50 до 650 м.

Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва» (балаханы, фасила, средний плиоцен). В пластах-коллекторах аномально высокое давление. Пластовый флюид – относительно сухой газоконденсат с давлением конденсации близким к начальному пластовому (Т.А. Апаркина, 2012 г.). Жидкая фаза представляет собой парафинированный конденсат. Вопрос о давлении конденсации является важным для прогнозирования параметров разработки месторождения Шах-Дениз. Поэтому приведем еще одну ключевую информацию: «Подавляющее большинство газоконденсатных залежей на западном борту Южно-Каспийской впадины предельно насыщены жидкими УВ (углеводородами – А.Т.) при пластовом давлении, равном давлению начала конденсации» (А.И. Алиев, 2008 г.).

С геологических позиций месторождение Шах-Дениз находится в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне. Площадь продуктивных отложений около 860 кв. км. Глубина их залегания – 4500-6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата.

Результаты СРП: Азербайджану доставалось 6%

Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз заключен в 1996 году. Партнерами (Консорциум) являются британская BP (оператор, 28,8%), SOCAR (16,7%), норвежская Statoil (15,5%), иранская NICO (10,0%), французская Total (10,0%), российская LUKoil (10,0%), турецкая TPAO (9,0%). Консорциум владеет и Южно-Кавказским газопроводом. 

17 декабря 2013 года контракт по разработке месторождения продлен до 2048 года. В этот же день Statoil огласила стоимость продажи 10% своей доли в Консорциуме – $1,45 млрд. Купили ее SOCAR (6,7%) и BP (3,7%). Доли участников Консорциума, приведенные выше, учитывают эту сделку. По цене, за которую проданы 10% доли в Консорциуме, можно оценить общую стоимость его активов – $14,5 млрд.

Соглашение о разработке месторождения Шах-Дениз заключено по схеме СРП, то есть на основе Соглашения о разделе продукции. В первые годы основная часть добываемого газа будет принадлежать Консорциуму, включая SOCAR. Доля Азербайджана (природная рента) будет возрастать по мере компенсации Консорциумом своих капитальных затрат. Но, судя по заявлению Азера Байрамова, Азербайджан отказался от нее на период капитальных вложений в «Стадию-2». По приведенным цифрам прибыли Азербайджана можно вычислить процент продукции (газа и конденсата), отчисляемый Консорциумом в качестве природной ренты. В 2013 году отчислено примерно 6%. Эта же величина отчислений была и в 2007-2012 годах.

«Стадия-1»: проблемы уже появились

По проекту «Стадия-1» построена морская платформа (глубина моря 105 м), рассчитанная на бурение 15 наклонно-направленных скважин. С нее планируется добыть 178 млрд куб. м газа и 34 млн т конденсата. Добыча началась в 2006 году. На конец 2012 года эксплуатировалось 4 скважины. На конец 2013 года – 5. На 1 октября 2013 года добыто 46 млрд куб. м газа. Из них 25 млрд экспортировано в Турцию, 3,4 млрд – в Грузию. Остальной объем газа закуплен Азербайджаном.

По конденсату у нас имеются данные только до 1 июля 2013 года: добыто 42,7 млрд куб. м газа и 11,3 млн т  конденсата. Исходя из этого, содержание конденсата в газе -265 г на 1 куб. м. В январе-сентябре 2013 года добыто 7,3 млрд куб. м газа и 1,85 млн т конденсата: то есть содержание конденсата составило 253 г на 1 куб. м газа. Декларированное содержание конденсата (извлекаемые запасы) в газе месторождения Шах-Дениз – 200 г на 1 куб. м. Его проектное содержание в газе «Стадии-1» – 191 г на 1 куб. м.

В ноябре 2013 года вице-президент компании ВР по проекту «Шах-Дениз» Алистер Кук поделился планами увеличения объемов добычи газа на «Стадии-1»: «Мы уже начали работы в этом направлении, и сегодняшние результаты показывают, что существующая инфраструктура позволяет добывать 9,8 млрд кубометров газа в год в рамках первой стадии «Шахдениз». До конца 2014 года мы планируем довести данную добычу до 10,4 млрд, как и было заявлено». Это непонятно. По планам максимальная добыча газа на «Стадии-1» должна составлять 8,4 млрд куб. м. Почему потребовалось ее наращивание «сверх плана» на 1,4 млрд куб. м в 2013 году и на 2,0 млрд куб. м в 2014 году? Представляется, что ответ на этот вопрос можно получить по результатам изучения состояния разработки морских нефтяных месторождений Азери-Чираг-Гюнешли. Вместе с нефтью на них добывается и растворенный в ней газ.

Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9 млрд куб. м, 2011 – 6,67 млрд куб. м, 2012 – 7,73 млрд куб. м. «Провальным» было первое полугодие 2011 года «Однако в первом полугодии 2011 года добыча газа на месторождении снизилась с 29 миллионов до 17 миллионов кубометров в сутки. В BP считают, что с бурением новых скважин в течение нескольких лет добыча по первой стадии разработки месторождения будет повышена до 9 миллиарда кубометров газа в год и 50 тысяч баррелей конденсата в день». Из приведенных цифр можно сделать два заключения: падение суммарного дебита эксплуатационных скважин за год составило 40% и явилось полной неожиданностью для Консорциума. Ситуация несколько выправилась с вводом в эксплуатацию в первой половине 2011 года новой скважины SDA-06.

В сентябре 2012 года начато бурение очередной скважины SDA-03y. Она сдана в эксплуатацию в конце 2013 года. С апреля 2012 года ведутся технические работы в скважине SDA02, выведенной из эксплуатации. Она будет введена в эксплуатацию в начале 2014 года. Ожидается, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 году до 10,4 млрд куб. м. Но без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 года.

Представления о процессе управления разработкой дает информация, приведенная в отчете LUKoil («ЛУКОЙЛ Оверсиз») за 2009 год. «В 2009 году в эксплуатации находились 4 скважины. … Введена в эксплуатацию новая скважина SDA-05 c дебитом 1,450 тыс. тонн/сут конденсата и 6,2 млн м³/сут природного газа. … Проведены геолого-технические мероприятий (обработка призабойных зон и дострел) на скважине SDA-02 и скважине SDA-05 под давлением. Ликвидирована скважина SDA-03 из-за угрозы целостности конструкции скважины». Содержание конденсата в газе скважины SDA-05 – 234 г на 1 куб. м газа. Ключевое слово в цитате – «дострел». Это ввод в эксплуатацию новых продуктивных пластов путем перфорации (прострела) эксплуатационной колонны. Как мы понимаем, «обработка призабойных зон» – это консервация ранее эксплуатируемых пластов. Это означает, что притоки газа из пластов, которые эксплуатировались до «дострела» снизились ниже некой критической величины. В процесс разработки потребовалось вводить новые пласты. То есть, на самом первом этапе эксплуатации месторождения Шах-Дениз Консорциум столкнулся с падением притоков из эксплуатируемых пластов.

И вот на таком неблагоприятном фоне Консорциум принял решение о запуске «Стадии-2» по разработке месторождения.

«Стадия-2»: долгожданный экспорт в Европу

По проекту «Стадия-2» предусматривается строительство 2 морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. Стоимость проекта оценивается в $28 млрд. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20%. Эта сумма включает обустройство промысла и расширение инфраструктуры Южно-Кавказского газопровода. Начало добычи газа – конец 2018 года. В конце 2019 года планируется добыча и экспорт газа в полном объеме – 16 млрд куб. м. Весь газ пойдет на экспорт. В том числе, 6 млрд куб. м – в западные регионы Турции, 1 млрд куб. м – в Грецию, 1 млрд куб. м – в Болгарию и 8 млрд куб. м – в Италию.

В СМИ фигурирует сообщение о том, что проект «Стадия-2» выйдет на плановую добычу в 2019 году. Это не совсем так. Оператор проекта ВР опубликовал 17 декабря 2013 года его основные характеристики, где четко написано: «First gas is targeted for late 2018, with sales to Georgia and Turkey; first deliveries to Europe will follow approximately a year later». То есть, первым годом поставок газа в полном объеме является 2020 год. Проект «Стадия-2» рассчитан на 25 лет с момента начала поставок газа в Европу. То есть до 2044 года.

Проект «Стадия-2» включает и строительство двух газопроводов Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР). TANAP планируется построить на территории Турции. Его протяженность 1790 км, стоимость $12 млрд. Партнерами по строительству являются SOCAR (оператор, 68%), BOTAS (20%) и BP (12%). BOTAS – турецкий государственный трубопроводный оператор. Как стало известно в декабре, SOCAR готов уступить 10% в своей доле BOTAS, но сделка пока не завершена.

ТАР будет построен на территории Греции и Албании, далее через Адриатическое море до Италии. Его протяженность 870 км, стоимость $3 млрд. Партнерами являются SOCAR (20%), BP (20%), Statoil (20%), бельгийская Fluxys (16%), Total (10%), немецкая E.ON (9%) и швейцарская Axpo (5%).

Предусмотрено и расширение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Схема транспортировки газа с Шах-Дениз представлена на рисунке.

Окончание следует.