Каспийские углеводороды: между Европой и Азией

О. Б. Резникова, к. и. н., старший научный сотрудник Института мировой экономики и международных отношений РАН

Опираясь на богатые энергетические ресурсы, Азербайджан, Казахстан и Туркменистан активно встраиваются в международное разделение труда в качестве экспортеров углеводородов. При этом главным экспортным рынком для каспийской нефти стала Европа, для природного газа — Китай. Но сколько-нибудь значительного роста добычи и экспорта нефти среди прикаспийских стран можно ожидать только в Казахстане и Азербайджане. Казахстан В 2010 году Казахстан добыл 79,5 млн тонн нефти, 90% которой было направлено на экспорт. С экспортом связаны и планы увеличения нефтедобычи, причем ставка сделана на три крупных месторождения — Тенгизское (включая Королевское), Карачаганак и Кашаган (табл. 1). Согласно прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА), к 2030 году добыча нефти в Казахстане вырастет относительно сегодняшнего уровня почти в два раза и достигнет 195 млн тонн, при этом подавляющую часть прироста обеспечит Кашаган (табл. 2). Это самое большое месторождение углеводородов, открытое за последние тридцать лет, и крупнейшее морское месторождение в мире. Но возможно, что сценарий роста добычи МЭА является чересчур оптимистичным. В пользу такого вывода говорит непростая история освоения месторождения Кашаган. Первоначальное соглашение о разделе продукции (СРП) по Кашагану было подписано в 1997 году сроком на 37 лет. Планировалось, что месторождение может начать давать нефть уже в 2005 году. В 2004-м пуск месторождения в эксплуатацию был, по согласованию с правительством Казахстана, получившего неустойку в размере $150 млн, отодвинут на 2008 год. Программа февраля 2004 года предполагала, что уже в 2008 году добыча достигнет 3,7 млн тонн, а пиковая добыча в 2016 году составит 60 млн тонн. Общие расходы по введению месторождения в эксплуатацию были повышены до $29 млрд, из них $10 млрд — на первую фазу разработки. В 2005 году ввод месторождения в эксплуатацию вновь отложили, до 2010 года, а промежуточные программы 2005–2006 годов повысили издержки освоения Кашагана вначале до $50 млрд, а затем $57 млрд. Программа 2007 года повысила стоимость освоения месторождения до $136 млрд. В августе 2007 года правительство Казахстана объявило трехмесячный мораторий на работы по проекту. В конце 2008 года принята новая программа освоения Кашагана, первая фаза которой оценена в $31 млрд. Программа принципиально изменила схему освоения месторождения. Фактически ответственность за проект из рук одной компании — итальянской ENI — перешла в руки сразу трех компаний: Royal Dutch Shell стала ответственной за все морские работы, Total сосредоточилась на вопросах переработки газа, а ENI — на вопросах строительства морской инфраструктуры. Параллельно перекройке программ освоения месторождения Казахстан сумел увеличить долю в международном консорциуме по Кашагану с нуля до 16,81%. Внутриказахстанская дискуссия о запуске Кашагана сведена практически к обсуждению вопросов о том, какой объем капиталовложений требуется для освоения месторождения и насколько обоснованы инвестиционные планы иностранных разработчиков месторождения. Главные же вопросы заключаются в другом: каковы экономические, финансовые, экологические риски освоения Кашагана? Имеются ли в распоряжении нефтяных компаний адекватные тяжелым характеристикам месторождения технологии разработки? Дело в том, что такие специфические характеристики месторождения, как высокая температура нефти, достигающая 100–120 градусов, экстремальное давление в пластах, повышенное содержание серы и других химически активных веществ, включая меркаптаны, значительные перепады летних и зимних температур в зоне месторождения делают его предельно трудным для освоения. К тому же месторождение находится в офшорной зоне, что дополнительно повышает риски. Отдельный вопрос вызывает переход от консорциума с одним ответственным оператором к фактически тройственной структуре управления консорциумом. Кто и каким образом будет обеспечивать согласованность работ таких крупных и привыкших к самостоятельной работе компаний, как Royal Dutch Shell, Total и ENI, и не является ли переход к тройственной структуре управления фактическим разделением Кашагана на три самостоятельных проекта? Кто в конечном счете будет отвечать за возможный срыв новой программы, если таковой произойдет? Круг подобных вопросов можно множить. В мае 2011 года Казахстан заявил о приостановке второй фазы работ по Кашагану. Причиной очередной заминки является неспособность участников консорциума точно определить объем добычи по второй фазе разработки, а также масштабы необходимых инвестиций1. Серьезные противоречия между Казахстаном, с одной стороны, и иностранными акционерами — с другой существуют и по проекту «Карачаганак», который к 2015 году должен быть выведен на уровень добычи 15 млн тонн. Казахское правительство стремится усилить контроль над издержками иностранных компаний при реализации третьей фазы проекта и готово его заморозить, если консенсус с инвесторами не будет найден. В 2010 году добыча углеводородов на Карачаганаке упала по сравнению с предыдущим годом на 4%, до 133,7 млн баррелей2. Большая определенность существует относительно перспектив увеличения добычи на месторождениях Тенгиз и Королевское. В конце 2010 года принято решение удвоить пропускную способность Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) с 28,2 до 67 млн тонн в год, из которых квота для казахской нефти составит 52,5 млн тонн. КТК позволяет транспортировать казахскую нефть на европейские рынки через российский порт рядом с Новороссийском на Черном море3. С учетом отмеченных трудностей даже уровень добычи в 130 млн тонн в 2030 году (см. табл. 2) может оказаться излишне оптимистичным. Не исключено, что фактическая добыча нефти в стране не превысит 110 млн тонн. В любом случае решающее влияние на скорость наращивания нефтедобычи в Казахстане оказывают иностранные инвесторы. В 1990-е годы Казахстан оказался ценнейшей находкой для ведущих международных нефтегазовых концернов. Ошеломляющая скорость распада СССР и советской экономики и сопровождающая этот распад хозяйственная разруха позволили им заключить соглашения с республикой на беспрецедентно выгодных для себя условиях. Именно иностранные компании фактически контролируют разработку крупнейших месторождений Казахстана. В свою очередь, инвестиционные решения добывающих казахскую нефть американских и европейских компаний будут определяться состоянием глобального спроса на нефть. Азербайджан Легче оценить перспективы увеличения нефтедобычи в Азербайджане. В 2010 году здесь добыт 51 млн тонн нефти, из которых 85% пришлось на азербайджанский международный нефтяной консорциум АМОК. И хотя в последние несколько лет добыча немного отстает от первоначального графика, почти наверняка к 2020 году Азербайджан будет добывать около 60 млн тонн нефти. Затем, по мере исчерпания запасов группы месторождений Азери–Гюнешли–Чираг, разрабатываемых АМОК, нефтедобыча начнет снижаться и к 2030 году не превысит 45–50 млн тонн. В принципе, ситуация может измениться в том случае, если западные нефтяные компании, активно работающие в Азербайджане, обнаружат новые крупные запасы нефти. Вероятность этого достаточно высока. При этом, учитывая накопленный опыт сотрудничества с иностранными инвесторами, потенциальные запасы нефти будут достаточно быстро введены в оборот. Но даже при самом благоприятном сценарии добыча на новых месторождениях начнется, на наш взгляд, не ранее 2025 года. Китай и казахстанская нефть В последние годы КНР ускоренно наращивает импорт нефти из соседних постсоветских республик, особенно Казахстана. В 2010 году на долю этой центральноазиатской республики приходилось 4,2% всего китайского нефтяного импорта по сравнению с 1% в 2000 году (табл. 3). Параллельно нарастала значимость нефтяного экспорта на китайский рынок и для самого Казахстана. В 2007 году экспорт нефти с территории Казахстана в Китай приблизился по объему к 6 млн тонн, что составило около 10% всего казахского нефтяного экспорта. КНР стала в том же году четвертым крупнейшим нефтяным рынком для Казахстана после Швейцарии, Италии и Франции. После пуска в эксплуатацию прямого нефтепровода из Казахстана в Китай последний стал вторым крупнейшим экспортным рынком для казахской нефти (табл. 4). Экономико-географическая взаимодополняемость двух стран в нефтяной сфере нашла отражение в том, что в 2005 году из Казахстана в Китай построен нефтепровод пропускной способностью 10 млн тонн в год. Это первый казахский нефтепровод, не проходящий через территорию третьих стран и соединяющий местные нефтяные месторождения с зарубежными потребителями напрямую. Владельцем трубопровода и оператором поставок является компания «Казахстанско-китайский трубопровод», акционерами которой на паритетных началах стали китайская национальная нефтяная компания CNPC и национальная нефтегазовая компания Казахстана «КазМунайГаз»4. В 2009 году КНР и Казахстан завершили строительство нефтепровода Кенкияк–Кумколь, что позволило увеличить совокупную мощность нефтепровода в Китай. В будущем совокупная мощность нефтепровода в Китай может быть доведена до 50 млн тонн в год. Нефтепровод уже стал основным каналом экспорта казахской нефти в КНР. В 2010 году по нему экспортировано более 10 млн тонн нефти, из которых примерно 8 млн тонн пришлось на нефть, добытую в Казахстане. Еще большее значение имеет сотрудничество между китайскими и казахскими нефтяными компаниями. Китайские компании в жесткой конкурентной борьбе с другими иностранными инвесторами установили контроль над рядом нефтяных месторождений в Казахстане. По объемам текущей нефтедобычи китайские компании идут сразу же вслед за американскими компаниями, которые контролируют месторождение Тенгиз. В 2009 году в нефтяном сотрудничестве Казахстана и КНР произошли качественные сдвиги. Во-первых, в рамках сделки «финансовые ресурсы в обмен на нефть» Китай зарезервировал для Казахстана кредитные ресурсы в объеме $5–10 млрд. Во-вторых, китайский фонд China Investment Corporation купил около 11% казахстанской компании «КазМунайГаз Разведка и Добыча» (КМГ РД), являющейся производственным подразделением государственной нефтяной компании «КазМунайГаз». Развитие сотрудничества с КНР позволит Казахстану увеличить экспорт нефти на китайский рынок. Интерес к инвестированию в нефтяной сектор Казахстана проявляют и другие азиатские страны. В апреле 2011 года прорыв в нефтедобывающий сектор Казахстана осуществила Индия. Нефтегазовая корпорация Индии ONGC подписала с «КазМунайГазом» соглашение по совместной разведке на блоке Сатпаев в мелководной части Каспийского шельфа, запасы которого оцениваются в 256 млн тонн нефтяного эквивалента5. Тем не менее, даже при самом благоприятном развитии событий, добыча не начнется ранее 2020 года. На просматриваемую перспективу Китай останется главным энергетическим партером Казахстана в АТР, так как это партнерство обусловлено совпадением интересов и возможностей. Для Казахстана Китай представляет собой крупный и географически близкий рынок сбыта нефти. Особенно важно, что на фоне стагнации, а вероятно, и снижения спроса на нефть на рынках Европы, в КНР спрос на нефть в ближайшие десятилетия будет только расти. При этом, в отличие от всех других экспортных маршрутов, поставки нефти из Казахстана в КНР могут идти напрямую, минуя транзитные страны-посредники. Это не значит, что европейское направление потеряет свое значения для экспорта казахской нефти. Львиную долю текущей и будущей нефтедобычи в Казахстане обеспечат американские и европейские компании, которые продолжат экспорт на европейские рынки. Тем более и старая, и во многом создающаяся экспортная инфраструктура страны развернута в европейском направлении. Однако не исключено, что в ближайшем будущем нефть в КНР из Казахстана будут поставлять американские и европейские нефтегазовые компании. *** Проведенный анализ позволяет утверждать, что в ближайшие два десятилетия ввод в глобальный экономический оборот нефтяных и газовых ресурсов каспийских государств будет идти опережающими темпами: • во-первых, страны региона, главным образом Казахстан, Туркменистан и Азербайджан, богато наделены запасами углеводородов; • во-вторых, Каспий является крупным и растущим производителем нефти и газа вне зоны ОПЕК, что повышает его значимость для обеспечения глобальной энергетической безопасности. Европа и КНР рассматривают поставки углеводородных ресурсов из Казахстана, Азербайджана и Туркменистана как важный элемент диверсификации импорта энергоисточников. «Арабская весна» 2011 года, опрокинувшая правящие режимы в ряде государств, свидетельствует о вступлении Ближнего Востока и Северной Африки в длительную фазу социально-политической нестабильности, что объективно повышает значимость других регионов-энергоэкспортеров; • в-третьих, энергетические ресурсы каспийских стран уже в значительной мере де-факто контролируются американскими, европейскими и китайскими корпорациями. Очевидно, что практически все ключевые игроки, действующие в центральноазиатском и каспийском энергетическом секторе, заинтересованы в максимально быстром вовлечении местных ресурсов в глобальный оборот.