Каспийските енергоносители между Европа и Азия

Актуално
Typography

Както е известно, Каспийско море, което е най-големия безотточен басейн (езеро) в света, с площ 371 000 кв. км, от столетия насам привлича вниманието на представителите на петролната индустрия.

Конфигурацията на играчите в зоната на Каспийско море редовно се променя, което придава специфичен акцент на разнообразието на държавите в региона и различията между тях. В началото на ХХ век регионът е зона на противопоставяне между Руската и Британската империи, като след трансформирането на първата в могъща комунистическа империя (Съветският съюз) напрежението допълнително се усилва. През съветския период по-голямата част от Каспийския регион остава откъсната от глобалните пазари, но играе ключова роля за икономиката на СССР. Междувременно, Иран също преминава от една крайност в друга, след като през 1979 режимът на шахиншаха е свален в хода на т.нар. Ислямска революция. Заради тази "историческа турбулентност" в Каспийския регион, в него все още не са създадени подходящи механизма за взаимодействие, макар че потенциалът за сътрудничество в една от най-богатите на енергоносители части на света е много голям.

Петролна и газова инфраструктура в Каспийския регион

Измежду всички съвременни петролно-газови региони, Каспийският може да се похвали с най-стари традиции в индустриалния добив на енергоносители. Както е известно, епицентър на "петролната революция" от 60-те години на ХІХ век, в резултат от която възниква и самото понятия петролна индустрия, е американският щат Пенсилвания, но с течение на времето добивът на енергоносители се измества към южните и централни щати на САШ. При каспийските държави обаче е налице забележителна стабилност в това отношение - през 60-те години на века регионът вече има вековни традиции в сферата на добива и използването на петрола в ежедневния живот на местното население. Технологията на петролната преработка (на първоначалния етап най-ценната стока е бил керосинът) в Каспийския регион е бързо усвоена, позволявайки на Руската империя да покрива изцяло нуждите си. Петролът и газът традиционно играят ключова роля за държавите от региона.

За наличието на петрол и газ на териториите, които днес са част от Южен Кавказ, е известно от векове. Още Марко Поло описва кафяво вещество, което според него се използва за лечение на краста в онази част на Каспийския регион, където днес се намира Азербайджан. Привържениците на зороастризма пък открай време се молели пред огнените стълбове, възникващи в резултат от изгарянето на газа на територията на днешен Иран. През 70-те години на ХІХ век добивът на петрол в каспийските райони на Руската империя получава силен тласък след отмяната на държавния монопол върху разработката на находищата. Своеобразна емблема на трансформациите в енергийната сфера става шведът Лудвиг Нобел, поставил началото на транспортирането на петрола с кораби. През 80-те години на ХIX век Баку, който по онова време е световния център на петролния добив, има над 200 нефтопреработвателни заводи. През 1901 петролният добив достига 11,5 млн. т - ниво което Съветският съюз (заради гражданската война и "революционния хаос") успява да достигне отново чак през 1928.

През ХХ век петролно-газовият сектор търпи сериозни трансформации, като в един или друг период, на преден план излизат различни региони. Въпреки това, енергийният сектор в държавите от Каспийския регион продължава да играе изключително важна роля. Неслучайно една от целите на германското военно нападение срещу Съветския съюз през 1941 е овладяването на каспийските находища в района на Баку. Както посочва Хитлер: "ако не съумеем да овладеем петрола на Баку, ще загубим войната". Яростната съпротива са съветските части обаче не допуска това да се случи. По онова време, около 3/4 от горивото за съветските танкове и самолети се произвежда от добития в Азербайджан петрол. Тоест, без този петрол, съветската победа вероятно щеше да бъде много по-трудна.

След разпадането на СССР, четири суверенни държави - Русия, Казахстан, Туркменистан и Азербайджан, започнаха да претендират за свой участък от Каспийско море. Иран разбира се, също настоява за собствено "парче от тортата", но желанията на всички играчи все още не са съгласувани в рамките на всеобхватен документ за демаркация на зоните в Каспийско море. Междувременно, Русия подписа двустранни споразумения с Азербайджан и Казахстан, вследствие на което бяха премахнати съществуващите сериозни препятствия пред разработването на находищата в северната част на морето. Централната и южна части на Каспийско море обаче, все още са спорни, особено в отношенията с Иран, който не е подписал демаркационни споразумения с нито една каспийска държава. Въпреки наличието на редица правни въпроси, всички страни от региона се опитват да извлекат максимална изгода от енергийния му потенциал. В тази връзка се налага да анализираме по-подробно, до каква степен Русия, Казахстан, Азербайджан, Туркменистен и Иран успяват да постигнат това.

ХХІ век разкрива пред държавите от региона безпрецедентни възможности, които обаче са свързани и със съвършено нови предизвикателства. Основен потребител на каспийските енергоносители е Европа, но пътят за доставката им до европейския пазар често се оказва твърде сложен. Русия и Казахстан продължават да използват традиционния маршрут, а именно тръбопроводите през руска територия, докато Туркменистан се преориентира към износ на ресурсите си в Китай и подкрепя идеята за изграждането на Транскаспийски газопровод. Азербайджан пък обвърза енергийните си интереси с Турция. Последната - най-вече заради разположените на нейна територия проливи Босфора и Дарданелите, играе важна роля за гарантиране на постоянните доставки на петрол в Европа, като значението и допълнително ще нарасне след реализацията на редица ключови газопроводни проекти, като TANAP и "Турски поток".

По данни на Службата за енергийна информация на САЩ, Каспийският регион разполага с доказани петролни запаси от 48 млрд. барела, както и с 8,76 трлн. куб. м природен газ. Наистина шелфът на Каспийско море не е напълно проучен, като южната част на континенталния шелф не се проучваше заради неуточнените морски граници на Туркменистан, Иран и Азербайджан. Предвид това, Геологическият топографски институт на САЩ предполага, че в недрата на региона вероятно се съдържат още 20 млрд. барела петрол и 7,3 трлн. куб. м газ. Разбира се, тези показатели са несъпоставими със запасите на държавите от Персийския залив или дори на самата Русия (без каспийските и находища). Въпреки това, заради близостта си до Европа и своето централна географско положение, които са едновременно и предимство, и недостатък на Каспийския регион, той очевидно ще бъде сред основните фактори за сигурността на енергийните доставки в Европа.

Русия би могла да изиграе важна роля за осигуряването на необходимите енергоносители за европейския пазар, но може и да препятства този процес. По-целесъобразен за Москва обаче е пътят на сътрудничеството, тъй като икономическата изгода от него е много по-голяма. Ако Русия приеме по-конкурентни тарифи за транзита и разшири спектъра на възможностите си за пласмент, а нейните компании се ангажират по-активно в проектите на другите каспийски държави, тя ще си гарантира максимална изгода. Обструкционизмът и контралобирането, напротив, само биха стимулирали усилията "да се мине без Русия" при решаването на проблемите в региона, докато интересът на Москва изисква тя да е в центъра на дискусиите. Каспийско море представлява интерес и за руския петролно-газов сектор. В сегашния период на "импортозаместване" регионът маже да се превърне в своеобразен полигон за създаването на национална петролна и газова сервизна индустрия. В момент, когато заради санкциите на САЩ и ЕС шелфовите проекти остават на заден план, проектите в Каспийско море дават възможност да се заложат основите на бъдещи руски успехи.

Политическата и икономическа ситуация в държавите от региона

Краят на ресурсния суперцикъл, започнал след финансовата криза през 1998-1999 и приключил (въпреки междинния период на депресия през 2008-2009) през 2014-2015, създаде нови политически реалности за каспийските държави. Периодът 2000-2010, когато всички те (с изключение на Русия през 2009) регистрираха непрекъснат икономически растеж, очевидно вече е в миналото. След резкия спад на петролните цени през 2015-2016, вследствие на който основните сортове петрол се търгуваха в диапазона 30-40 долара за барел, възстановяването на предишните нива на цените ще отнеме много повече време. До края на сегашното десетилетие можем да очакваме цени на петрола от 100 долара за барел само, ако станем свидетели на мащабен конфликт в Близкия Изток, което - предвид бюджетните проблеми на местните петролни държави - не изглежда особено вероятно.

Траекторията на икономическото развитие на Иран се различава от тази на останалите каспийски държави. През 2011-2012 на Техеран бяха наложени санкции, касащи и петролно-газовия сектор в страната, което прекъсна възможностите и да търгува с Европа и доведе до спад на добивите, както и до напускане на повечето чуждестранни компании, участващи в големите ирански проекти. Последиците бяха достатъчно тежки: спад на БВП с 9% през 2012-2013 и ръст на инфлацията с 30-35%. Но след подписването на Съвместния всеобхватен план за действие през юли 2015 и отмяната на повечето санкции през януари 2016 иранската икономика има всички шансове да навакса пропуснатото. По прогнози на Международния валутен фонд (МВФ), средният темп на растеж на иранската икономика през 2017-2020 ще достигне 4,17% годишно (виж фигура 1).

Ако преди кризата от 2008 най-високи темпове на растеж в Каспийския регион демонстрираше Азербайджан, през следващите пет години Туркменистан вероятно ще се окаже единствената каспийска държава, чиито средногодишен ръст на БВП ще надхвърли 5%. Макар че сред страните от региона Азербайджан е най-малко зависим от Москва, през 2015-2016 Баку повтори спада на руската икономика на фона на срива на петролните цени в глобален мащаб.

Икономиката на Русия, която е най-богатата и могъща държава от Каспийския регион, демонстрира най-малко оптимистични перспективи. Според прогнозите на МВФ, средният показател на икономическия растеж през 2017-2020 ще бъде 1,3%. Ако в страната не бъдат осъществени структурни реформи, Русия може съществено да изостане не само от най-бързоразвиващите се държави в света, но и от каспийските държави, чиято икономическа структурна и сходна с руската.

Икономическите проблеми на Русия нямаше как да не се отразят върху положението на другите страни от Каспийския реион, с изключение на Иран. Редица руски външноикономически връзки бяха ограничени или прекъснати. Така например, през 2016 Газпром спря да купува туркменски газ, тъй като трябваше да търси, къде да пласира своя собствен. Ударът обаче не беше само върху търговията със суровинни стоки, намаляха и обемите на преките инвестиции и паричните преводи от работещите в Русия мигранти. По данни на МВФ, спадът на руския БВП с 1%, води до спад на БВП на износителите на петрол от Каспийсия регион с 0,4%. И макар че показателите за икономическия растеж на Азербайджан, Туркменистан и Казахстан все още не са в "червената зона", те очевидно не могат да разчитат, че предишните им стремителни темпове на растеж ще се запазят.

 

Фигура 1. Промяна на реалния БВП на държавите от Каспийския регион по години, в %

Източник: МВФ.

Каспийските държави реагираха на двойния удар от срива на световните цени на енергоносителите и спада в руската икономика, предприемайки стандартните мерки - девалвация на националната валута и ръст на бюджетния дефицит, вследствие на увеличените разходи. Така, Казахстан девалвира своята валута - тенге, още през 2014, а Азербайджан и Туркменистан - в началото на 2015. Девалвацията на азербайджанския манат стана на няколко етапа (през февруари с 34% и отново през декември 2015) като нейните размери до голяма степен бяха свързани с това, че Баку отмени обвързаността на националната валута с американския долар и въведе плаващ курс на маната. Впрочем, трудностите на всички постсъветски държави са тясно свързани със спада на руската рубла, чието обезценяване спрямо долара през 2014-2015 беше със 119% и 76%, съответно. И макар че през 2016 руската валута повиши курса си спрямо основните световни валути с 20%, позициите и са несравними с онези, отпреди 2014.

Девалвацията на националните валути доведе до ръст на инфлационните явления в националните икономики на каспийските държави (виж фигура 2). Според прогнозите на МВФ, Русия, където през 2015 инфлацията достигна 15%, занапред ще демонстрира най-ниските инфлационни показатели сред страните от региона. Очаква се, че до 2020 инфлацията ще се стабилизира, достигайки 4%. Иран, който през периода на санкциите преживя още по-съществен инфлационен скок от 35%, ще постигне инфлация от 5%. Траекториите на инфлационните тенденции в Азербайджан и Казахстан в общи линии ще повтарят руската, но със закъснение от една-две години. На фона на стабилизирането на петролните цени над 50 долара за барел, не бива да очакваме по-нататъшни мащабни девалвации на националните валути, като държавите от региона постепенно ще подобряват бюджетните си показатели, паралелно с бавното, но постъпателна нарастване на петролните котировки.

Фигура 2. Инфлацията в държавите от Каспийския регион по години, в %

Източник: МВФ.

Бюджетният дефицит е повсеместно явление в държавите от Каспийския регин. Така, бюджетът на Азербайжан за 2015 първоначално беше разчетен при цена на петрола от 90 долара за барел, а след това за цена от 50 долара за барел. През следващата година той беше изготвен при прогнозна цена от едва 25 долара за барел. Въпреки това обаче, Баку не коригира правителствената политики, предвид негативната конюнктура, а компенсира дефицита със средства от създадения през 1999 (именно за преодоляване на отрицателните последици от евентуален спад на петролните цени) Държавен петролен фонд на Азербайджан. На свой ред, властите в Казахстан орязаха държавния бюджет за 2015 с цели 25% (700 млрд. тенге), без това да засегне социалните разходи, а бюджетът за 2017-2019 беше изготвен на база цени на петрола от 35 долара за барел.

 

Фигура 3. Международни резерви на каспийските държави, включително златни (млн. долара)

Източник: Централна банка на Русия, Централна банка на Казахстан, Централна банка на Азербайджан, МВФ, База данни на ЦРУ.

 

Балансът на международните резерви на каспийските държави до голяма степен отразява трудностите, с които се сблъскват усилията на техните правителства да запазят социално-икономическите условия в тях на нормално равнише (виж таблица 1). Най-сериозни щети понесе Азербайджан, чиито международни резерви паднаха драстично от върховите си показатели от 15,2 млрд. долара, през 2014-2016, до едва 3,97 млрд. долара, през януари 2017.

Според прогнозите, Туркменистан е загубил около 50% от международните си резерви през 2014-2016. Що се отнася да златно-валутните резерви на Русия, обемът им намаля с 25% през 2014-2016. След като стигнаха "дъното" (356 млрд. долара) от март-май 2015 насам, те демонстрират непостоянен скообразен ръст, който - предвид постепенното увеличаване на петролните цени - вероятно ще продължи и занапред. Иран, също както и Туркменистан, не изнася данни за международните си резерви, но според повечето експерти, е регистрирал непрекъснат ръст на показателите си от 2014 насам.

Освен съкращаването на бюджетните разходи, някои каспийски държави решиха да стартират приватизацията на отделни комании за да увеличат прихадите в хазната. Това се отнася най-вече за Русия, където продажбага на 19,5% от акциите на Роснефт на консорциум, включващ трейдинговия гигант Glencore и Qatar Investment Authority, осигури бюджетен приход от 11,3 млрд. долара. Сделката беше предшествана от покупката на контролния пакет акции на Башнефт (50,08%) от Роснефт, през октомври 2016, което повиши капитализацията на руския петролно-газов концерн. Изходна предпоставка за тази извънконкурентна сделка беше "максимизирането на синергийния ефект за държавата", след като в течение на няколко месеца се обсъждаше, доколко е целесъобразно компания с преобладаващо държавно участие да участва в приватизацията на Башнефт.

За разлика от Русия, Казахстан отложи първичното публично предлагане на акции (IPО) на КазМунайГаз за 2019, под предлог, че конюнктурата е неблагоприятна за това. На свой ред, Азербайджан реализира няколко етапа на приватизация през 2014-2016, но те касаеха малки държавни предприятия, при това нито едно от тях не е от петролногазовия сектор. Правителството на Туркменистан пък, макар и да обещаваше да стартира частична приватизация на националната икономика, не предприе нищо през периода на спад в цените на енергоносителите, както и можеше да се очаква. Що се отнася до Иран, след като се освободи от бремето на санкциите, той изключително активно привлича чужди инвеститори в своя петролно-газов сектор. В същото време обаче, нито един от предлаганите на чуждестранните компании 52 проекта в рамките на Iran Petroleum Contract (IPC), не касае каспийското крайбрежие.

Показателно е, че петролните и газови компании преодоляха по-лесно последиците от края на суровинния суперцикъл, отколкото съответните правителства, които поеха по-голямата част от бремето. Руският гигант Лукойл например, макар и да регистрира спад на чистата си печалба за 2015 с 25%, а след това и за 2016, съумя да избегне свличането си под "червената линия". Финансовото положение на азербайджанския SOCAR също е стабилно. След регистрираната през 2014 загуба, националната компания на Казахстан КазМунайГаз съумя да пречупи тази тенденция и излезе на печалба през 2015-2016. Впрочем, голяма заслуга за това има правителството на страната, което реши да въведе плаващ курс на националната валута тенге през август 2015, а през март 2016 прие нова формула за изчисляване на износното мито, което значително намали данъчното бреме. Освен това КазМунайГаз използва авансово плащане за покриване на текущите проблеми с ликвидността, като знакова в това отношение стана сделката с трейдинговата компания Vitol на обща стойност 3 млрд. долара.

Показателно е, че на фона на спада на петролните котировки, Русия и Казахстан не взеха решение да забавят процеса на развитие на Евразийския икономически съюз (ЕАИС), създаден през януари 2015. В рамките на ЕАИС се планира задълбочаване на икономическата интеграция на държавите членки, включително хармонизирането на техните енергийни политики. На провелата се на 31 май 2016 среща на върха на ЕАИС в Астана беше взето решение за създаването на единна Концепция за формирането на обш пазар за петрол и петролни продукти на Съюза, в който членуват Русия, Казахстан, Беларус, Армения и Киргизстан. Това ще изисква и хармонизиране на ценообразуването (с изключение на транспортните монополи), внедряване на мерки за честна конкуренция, премахване на бюрократичните прегради, дискриминационните условия, мита и такси, както и унифицирането на стандартите и нормите в рамките на общото пространство на ЕАИС.

Според плановете на държавите от ЕАИС, разработката на програмата и свързаните с нейната реализация мерки следва да приключи до края на 2017, през 2018-2023 ще бъдат приети общите правила, а през 2024 ще бъде подписан договорът, финализиращ създаването на Общ пазар на петрол и петролни продукти. През същите етапи ще премине и изграждането на Общ газов пазар на Съюза, който съще беше договорен на стрещата в Астана през май 2016. Освен, че ще гарантира недискриминационен достъп на други играчи и честна конкуренция, ще стимулира реализацията на съвместни проекти и повишаването на информационнатна прозрачност, проектът за Общ газов пазар предвижда да се премине към заплащане на газовите доставки на територията на Съюза в съответните национални валути, а не в долари. Срокът за подписването на договора за Общия газов пазар на ЕАИС е 1 януари 2025. И тъй като, освен Русия и Казахстан (които осигуряват 15% от световния добив на петрол), в ЕАИС не членуват други големи енергийни държави, тези мерки на практика се свеждат до хармонизирането на руския и казахстанския правни режими в петролно-газовата сфера. От друга страна, премахването на митата и таксите е от ключово значение за вносителите на енергоносители от ЕАИС и най-вече за Киргизстан и Армения.

Освен това, Русия и Казахстан активно участваха в координирането на активността на петролните държави по линия на Организацията на страните-износителки на петрол (ОПЕК). Конструктивната позиция на Москва не само убеди представителите на Саудитска Арабия в целесъобразността от съществено намаляване на добива (486 000 барела дневно), но и съдейства за постигането на консенсус между Ер Рияд и Техеран. Русия, която постигна рекорден петролен добив през 2016, се ангажира да го намали до 300 хиляди барела дневно, през първата половина на 2017. И въпреки очакванията, че (по технически причини) реалното намаляване на добива ще стартира едва през второто тримесечие на годината, то започна още през първите месеци на 2017. Казахстан също се присъедини към Виенските споразумения на ОПЕК, обещавайки да намали добива си до 20 000 барела дневно, което - предвид влизането в експлоатация на гигантското находище Кашаган, беше значим жест от страна на Астана.

Политическото сътрудничество между каспийските държави

Политическото сътрудничество между държавите от Каспийския регион очевидно не е на добро ниво. От 2002 насам са се провели четири срещи на върха на петтe страни от региона, чиято основна цел е демаркирането на географските граници между тях: през 2002 в Ашхабад, през 2007 в Техеран, през 2010 в Баку и през 2014 в Астрахан. Решението петата среща, която трябва да се проведе в Астана, да се осъществи, вместо през 2016, през 2017 (което също не се случи), говори за липсата на реален прогрес в усилията за разграничаване на континенталния шелф на Каспийско море. Както е известно, в рамките на двустранните споразумения помежду си, Русия, Азербайджан и Казахстан вече съгласуваха границите на континенталния си шелф, в резултат от което ентусиазмът и политическата воля за подписването на всеобхватен договор за Каспийско море значително намаляха. Освен това, Русия и Иран, които не желаят морето да се превърне в коридор за доставка на енергоносители, заобикалящ техните територии, едва ли биха склонили да подпишат подобен договор.

Ето защо, лобирането на тази сделка от страна на ЕС и САЩ, които са заинтересовани от намаляване на енергийната зависимост на европейските държави от Русия (и евентуално от Иран), няма да доведе до търсения от тях резултат, поне в краткосрочна и средносрочна перспектива.

Въпреки това, срещата на върха на каспийските държави е полезен инструмент за сближаването между страните-участници. Споразумението за недопускане на извънредни произшествия в Каспийско море, постигнато на срещата в Астрахан и взязло в сила през декември 2016, значително ще улесни регионалното сътрудничество по линия на съответните министерства. В рамките на този формат продължават усилията за решаване на проблемите в сферите на военната сигурност, корабоплаването, хидрометеорологията, защитата на околната среда и т.н. Всички те изискват допълнителна координация, но от гледна точка на енергетиката, наистина ключови са споразуменията за демаркацията на границите и организирането на транзита на енергоносители по дъното на Каспийско море. Появата на алтернативни формати на сътрудничество в региона, например срещите "Русия-Азербайджан-Иран", могат допълнително да усложнят формулирането на общоприемлив вариант.

Икономическото развитие на държавите от Каспийския регион е свързано и с необходимостта за бъде съхранена и зашитена крехката флора и фауна на региона. Каспийско море притежава реликтова флора и фауна, наследени от някога съществувалите Сарматско море и Понтийско езеро. Добивът на петрол и газ не само води до замърсяване на морето, но и увеличава съдържанието на вредни елементи в морската вода и най-вече на метали (живак, цинк, желязо и др.) (1). През последните сто години броят на каспийските тюлени е намалял 15 пъти, достигайки 100 000. Основните причини са замърсяването на морето и въздуха, както и непрекъснатото ограничаване на жизнената им среда заради човешката активност. Както е известно, каспийските тюлени се размножават и отглеждат малките си в по-плитководната северна част на Каспийско море. Предвид практически пълната липса на внимание към екологичните проблеми през имперския и съветския период от историята на Русия и другите каспийски държави, днес усилията за възстановяването на екологичното равновение в региона са изключително належащи.

Енергийните политики на държавите от Каспийския регион имат много общо, макар че Иран е изключение от тази тенденция. Така, през 90-те години на миналия век постсъветските държави от региона активно привличаха чуждестранни партньори и най-вече западните петролни и газови "мейджъри". През 2000-те тази заинтересованост постепенно започна да спада, макар че бизнес-климатът за чуждестранните инвеститори не се промени съществено. След финансовата криза през 2008 обаче, във всички постъветски държави значително беше усложнен режимът на достъп до разработката на енергийните находища, като в редица случаи бяха приети законодателни мерки, гарантиращи привилегированото положение на националните компании с държавно участие. В Руската Федерация например, общата тенденция за ограничаване на проектите с участие на чуждестранни партньори беше допълнително задълбочена от налагането на т.нар. секторни санкции срещу водещите руски енергийни корпорации. Взаимоотношенията на Техеран със западните енергийки компании зависят по-малко от икономическата конюнктура и повече от наложените срещу режима на аятоласите западни санкции. Затова след отмяната им през 2016, Иран стартира редица проекти, разчитащи на чуждестранно участие, действайки по този начин в разрез с общата тенденция, характерна за държавите от Каспийския регион.

Новите енергийни проекти на Баку

Както вече споменах, от всички държави в Каспийския регион, Азербайджан има най-стари традиции в добива на петрол и газ. От Средновековието насам може документално да се проследи развитието на петролния добив на териториите, които днес са част от Азербайджан - арабските и европейски географи (включително Марко Поло) описват, как местното население е извличало петрол с помощта на водни помпи и след това го е транспортирало в големи чували от тюленова кожа. Страната е епицентър на петролногазовата енергетика дори и в рамките на Руската империя - с нарастването на добива именно тук е изграден първият петролопровод и е пуснат в експлоатация първият петролен танкер. През съветския период, чак до разработването на находищата в Западен Сибир, Азербайджан играе ключова роля за осигуряването на необходимия за развитието на икономиката на СССР петрол. Тогава е изградена и първата петролна платформа в света.

След краха на Съветската империя, Баку моментално възприе курс към диверсификация на партньорите си. В сектора на геоложките проучвания и добива Азербайджан започна да кани западни компании (въпреки натиска и лобирането от руска страна, Москва успя да си осигури твърде малък дял в местните енергийни проекти), с които бяха сключени дългосрочни споразумения за подялба на продукцията, планираха се и нови маршрути за доставка на енергоносители. По онова време американската администрация определяше като един от основните си приоритети в Каспийския регион осигуряването на достъп на Азербайджан до световните петролни пазари, с цел да се пресече евентуален шантаж от страна на петролните държави от Персийския зали, както и за да бъде ограничено влиянието на Русия в постсъветското пространство. През 90-те и 2000-те години Азербайджан можеше да се похвали с най-отворената икономика сред каспийските държави, а възприетият от него външнополитически курс се промени едва след началото на глобалната икономическа криза през 2008.

Активната геологопроучвателна дейност през съветския период до голяма степен предопредели успехите, които Азербайджан постигна през първите десетилетия, след обявяването на независимостта. Основните обекти на неговата петролно-газова енергетика бяха предварително проучени още през 50-те години на миналия вак, включително гигантското шелфово находище на газов кондензат Шах Дениз (1953). Освен това Азербайджан нямаше проблем със специалистите в петролния сектор и можа да се възползва от огромния опит, натрупан по отношение на петролните и газови находища в Каспийско море. Показателно е, че докато в началото на ХХ век повечето петролни специалисти в региона са руснаци и иранци, а азерите са само 20% от цялата работна ръка в сектора, благодарение на осъществяваната от съветските власти през 20-те и 30-те години политика на стимулиране на местните кадри, това съотношение се променя радикално.

След обявяването на независимостта, петролът и газът продължиха да играят доминираща роля в икономиката на Азербайджан. Петролната индустрия осигурява до 95% от приходите от експорта и над половината от всички приходи на държавата, т.е. от колебанията на петролните цени на световните пазари зависи просперитета на практически всички слоеве на местното население. Съвсем скоро обаче, ключова роля за националната икономика ще започне да играе природният газ, който през 20-те години на ХХІ век ще стане основната експортна стока на Азербайджан, измествайки петрола. Разбира се, петролната индустрия ще си остане сред най-мощните в региона, но делът и в икономиката на страната ще намалява, паралелно с изтощаването на най-големите находища. В момента, в повечето свръхголеми находища, открити и въведени в експлоатация от съветските геолози през 70-те и 80-те години на ХХ век, върховите добиви вече са в миналото.

Най-голямото азербайджанско петролно находище е Азери-Чираг-Гюнешли (АШГ), което осигурява 80% от целия петролен добив в страната (31 млн. т, от общо 40-41 млн т). То е открито от съветските геолози през 70-те години на миналото столетие и се намира на 120 км източно от Баку, на дълбочина 120-170 м. Находището се разработва въз основа на сключения през 1994 "Договор на столетието" - споразумение за подялба на продукцията, което първоначално беше подписано от правителството на Азербайджан и 11 чуждестранни компании. В момента, в експлоатацията на АШГ са пряко ангажирани девет компании: операторът на проекта ВР (35,7% от акциите), SOCAR (11,6%), Chevron (11,3%), INPEX (11%), Statoil (8,6%), ExxonMobil (8%), TPAO (6,8%), Itochu (4,3%) и ONGC Videsh (2,7%).

Разработването на находището Азери-Чираг-Гюнешли позволи трансформирането на енергийната политика на Азербайджан, давайки тласък на диверсификацията на маршрутите на доставките. При старта на експлоатацията му през 1997, петролните компании в страната разполагаха само с два маршрута за износ. Основният беше петролопроводът Баку-Новоросийск, пуснат в експлоатация през 1996. Малко по-късно, през 1999, влезе в експлоатация алтернативният тръбопровод Баку-Супса, който не преминава през територията на Русия. На фона на нарастващия петролен добив, започна да се обсъжда изграждането на петролопровод, който да свърже находищата в каспийския шелф със средиземноморското крайбрежие. Петролопроводът Баку-Тбилиси-Джейхан, за който усилено лобираха САЩ (тъй като той не преминава нито през руска, нито през иранска територия) беше изграден през 2003-2006 и оттогава насам е ключовия вектор на азербайджанските петролни доставки.

Върховият добив в Азери-Чираг-Гюнешли беше достигнат през 2014-2015. И макар че акционерите в проекта планираха да стабилизират добива в периода 2015-2020 на ниво 33-34 млн. т петрол годишно, по-реалистично изглежда то да падне до 30-31 млн. т. Междувременно петролните компании активно се заеха с разработката на неусвоените до момента части на АШГ - така, през 2014 беше стартиран последният проект за петролната платформа Западен Чираг. Освен това се разработват залежите извън територията на находището Азери-Чираг-Гюнешли. SOCAR например, вече не едно десетилетие добива петрол в плитководния участък на Гюнешли, който не е част от "договора на века". И тъй като Баку е заинтересован добивът на енергоносители да продължи колкото се може по-дълго, вече се обсъжда възможността за удължаване срока на въпросния договор (изтичащ през 2024) до 2050.

 

Таблица 1. Находища в азербайджанския сектор на Каспийско море

Име на находището

Година на откриване

Петролни запаси
(млн т)

Газови запаси
(млрд.куб. м)

Начало на добива

Тип

Собственик

Азери - Чираг -Гюнешли

1979–1987

930

600

1997

Шелф

BP, SOCAR, Chevron, Inpex, Statoil, ExxonMobil, TPAO, Itochu, ONGC Videsh

Плитководен Гюнешли

1979

175

100

1987

Шелф

100% SOCAR

Апшерон

2001

-

350

2021

Шелф

Total 40%, SOCAR 40%, Engie 20%

Шах-Дениз

1954/1999

-

1200

2006

Шелф

BP, TPAO, SOCAR, Petroliam Nasional Berhad, NIOC (10%), «ЛУКОЙЛ» (10%)

Зафар - Машал

1961/2004

Не е открит (2)

Не е открит

-

Шелф

SOCAR, Statoil

Алов-Араз - Шарг

1985-1987

300

395

-

Шелф

Территорията се оспорва от Иран и Азербайджан, не се разработва

Ялама

1997

Не е открит (3)

Не е открит

-

Шелф

100% SOCAR

Инам

1953

200

Няма данни

-

Шелф

SOCAR 50%, BP 25%, KNOC 8%, Royal Dutch Shell 5% и др.

Булла-Дениз

1975

-

17

1976

Шелф

100% SOCAR

Ашрафи

1999

50

-

-

Шелф

100% SOCAR

Карабах

1965/2000

100

-

-

Шелф

100% SOCAR

Умид

1953/2010

-

192

2012

Шелф

100% SOCAR

Бабек

2004

-

400

-

Шелф

100% SOCAR

 

От спада на обемите на петролния добив ше пострада и инфраструктурата, използвана за износа на азербайджански енергоносители в чужбина. Петролопроводът Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД), чиято начална точка е терминалът Сангачал в Баку се запълва на 80% с азербайджански петрол, като в момента се използва едва 50% от общия му капацитет от 1,2 млн. барела дневно. Този показател, особено на фона на решението на водещите играчи на каспийския петролен пазар да ползват услугите на Каспийския тръбопроводен консорциум (КТК, в който участват Русия и Казахстан и който осъществява транзит на петрол от казахстанските находища до руското пристанище Новоросийск, виж долната карта), ще продължи да намалява в дългосрочна перспектива. Можем да прогнозираме ситуация, когато излишните обеми казахстански петрол, добит в находището Кашаган в резултат от въвеждането в експлоатация на нови мощности, ще се транспортират по петролопровода БТД, но основното количество ще продължи да постъпва в Новоросийк по тръбопровода КТК.

Тръбопроводната система на Каспийския тръбопроводен консорциум (КТК)

 

Газът измества петрола

Макар че Азербайджан отдавна се асоциира с петролния добив, газът ще играе все по-голяма рола в енергийния комплекс на страната. През 2006-2016 добивът на товарен газ (т.е. газ за потребителски нужди) в Азербайджан се утрои - от 6 млрд. куб. м до 19 млрд. куб м, и бяха пуснати първите маршрути за износ на природен газ за чужбина. Общите обеми на газовия добив в страната през 2013-2016 се колебаят в диапазона 29-30 млрд. куб. м, като 10 млрд. куб. м от т.нар. съпътстващ газ се вкарват обратно в петролните пластове с цел повишаване на добива. Блокът от находища Азери-Чираг-Гюнешли, където се добива както съпътстващ, така и природен газ, беше в основата на газовия добив на Азербайджан до въвеждането в експлоатация на находището Шах Дениз през 2007. Проектът Шах Дениз е доста скъп - оценяват го на 28 млрд. долара, но според правителството в Баку инвестициите си струват.

В момента газовият сектор на Азербайджан се намира в преход към качествено ново равнище. Тази амбивалентност отчетливо може да се проследи в доставките на азербайджански газ в Русия. През последните пет години износът на газ от Азербайджан за Русия по газопровода Баку-Махачкала падна от 1,5 млрд. куб. м годишно до нула, през 2015. Нещо повече, Азербайджан демонстрира заинтересованост от вноса на руски газ за покриване на вътрешните си нужди. В тази връзка Газпром се споразумя с държавната компания SOCAR за доставката на до 2 млрд. куб. м годишно, което - наред с наскоро подписания договор за доставката на 2 млрд. куб м за нуждите на Азербайджанската метанолова компания (AzMeCo), говори за значителен текущ газов дефицит в страната. Дотогава (като започнем от 2006) Азербайджан не внасяше газ от Русия.

Надеждите на Баку в газовия сектор са свързани с втората фаза на разработката на находището Шах Дениз (т.нар. Шах Дениз 2), намиращо се в континенталния шелф на Каспийско море, на 70 км от Баку. Находището, чиито запаси се оценяват на 1,2 трлн. куб м, се разработва от 2006 насам, като през 2015 (т.е. в рамките на първата фаза от усвояването му) достигна върхов добив от 10 млрд. куб. м. Новият етап в развитието му, т.е. Шах Дениз 2, ще увеличи добива до 26 млрд. куб. м. Акционерите в проекта възнамеряват да пласират основната част от този ръст - 10 млрд. куб. м - на европейския пазар. Освен това Азербайджен се задължи да доставя на Турция 6 млрд. куб. м, в рамките на съществуващия двустранен договор. И тъй като, според предварителните планове, турската част на газопровода ТANAP следва да бъде довърщена през 2018, Турция първа ще започне да получава газ, докато добиваният от Шах Дениз 2 газ ще достигне до европейските потребители малко по-късно, вероятно към 2020.

Както е известно, доставките на азербайджански газ за Турция стартираха през 2007, след въвеждането в експлоатация на Южнокавказкия газопровод Баку-Тбилиси-Ерзурум (самият договор за доставките беше подписан четири години преди това). Азербайджанската страна се ангажира да доставя 6,6 млрд. куб. м газ годишно. През първите няколко години обаче не се доставяше цялото договорено количество, отчасти заради инфраструктурните проблеми в Източна Турция. След 2018 обаче, енергийната връзка Баку-Анкара значително ще укрепне. Междувременно, турските компании активно биват привличани в разработването на азербайджанските находища - националната турска петролна компания ТРАО например, участва в четири проекта, инвестирайки в Азербайджан над 10 млрд. долара. Следва да отбележа, че акционерната структура на Шах Дениз не е постоянна. Така, през 2014 от проекта се оттегли норвежката Statoil, която продаде акциите си (25,5% от общия дялов капитал) на Petronas, BP и SOCAR. В момента, акционери на Шах Дениз са BP (28,8%), TPAO (19%), SOCAR (16,7%), Petronas (15,5%), NIOC и Лукойл (по 10%).

Освен Шах Дениз, Азербайджан реализира и редица други газови проекти, които са в различен етап на разработка и с различна рентабилност (виж фигура 1). Независимо че разполага с най-големите находища в Каспийския регион, Азербайджан е и своеобразен рекордьор по броя на неуспешните сондажи и оказалите се нерентабилни проекти. Така например, първоначалните данни за находището Ялама, в чиято разработка пряко се включи и руският Лукойл, бяха за 120 млн. т петрол и 50 млрд. куб м газ, но след първите два сондажа, осъществени, съответно, през 2005 и 2009, се оказа, че там няма никакви сериозни запаси. Сложната геология на някои находища също представлява сериозен проблем. Така например, в газовото находище Умид, само две години след началото на добива, той започна да намалява, заради сериозните промени в налягането на пласта. Впрочем, това явление е причина и за недостатъчната достоверност на първоначалните данни за запасите от енергоносители в едно или друго находище.

Поведението на чуждестранните "мейджъри" към различните проекти в каспийския шелф е много ясен показател за перспективите на едно или друго находище. Така например, практически всички находища, разположени на север от Азери-Чираг-Гюнешли и намиращи се в близост до границата с Русия - Ялама, Карабах и Ашрафи - първоначално се разработваха от международни консорциуми с участието на BP, Лукойл, Agip, Itochu, Unocal и други. Всички тези "мейджъри" обаче напуснава въпросните проекти и в момента правата върху тях се държат единствено от SOCAR. Същата ситуация се наблюдава и по отношение на находищата в близост до азербайджанско-иранската граница - Курдаши, Ленкаран и Нахичеван, от чиято разработка се отказа дори азербайджанската SOCAR.

Разбира се, въпреки провала на редица сондажи, има и някои успешни проекти. Дълбоководното газово находище Апшерон (на 500-600 м от морската повърхност и с дълбочина на продуктовите пластове 650-670 м), което се намира по средата между Шах Дениз и Азери-Чираг-Гюнешли, обешава да стане един от основните центрове на газовия добив в Каспийско море. Макар че Апшерон не може да се похвали с толкова големи газови запаси като Шах Дениз, разработката му ще стимулира развитието на азербайджанската енергетика. Началото на експлоатацията на находището, чиито оператор е френската Total, се планира за 2021, като още през 2024-2025 добивът в рамките на първата фаза от разработката му следва да достигне проектния връх от 5 млрд. куб. м годишно. Мощен тласък за развитието на азербайджанския газов сектор може да даде и разрешаването на териториалните спорове с другите каспийски държави - с Туркменистан, за находището Сердар-Капаз, и с Иран, за находището Алов-Араз-Шарг.

Азербайджан и газовата геополитика на ЕС

Както е известно, след влизането в сила на т.нар. Трети енергиен пакет, Европейската комисия целенасочено се стреми да минимизира зависимостта на ЕС от руските енергоносители, като диверсфицира маршрутите на газовите доставки, и разглежда Азербайджан като един от ключовите си партньори в това отношение. В дългосрочна преспектива, ЕС би искал да получава по 80-100 млрд. куб м годишно по т.нар. Южен газов коридор, но вероятността това да се случи е минимална. Истината е, че Азербайджан просто не е в състояние да доставя на европейския пазар повече от 10-15 млрд. куб. м, поради естествените ограничения в добивите. Освен това, продажбата на газ в Европа ще носи по-малки печалби на Баку, в сравнение с тази на петрол, тъй като очертаващата се "газова война" на Стария континент, т.е. конкуренцията между руския газ и втечнения природен газ, доставян от Катар или от САЩ, ще води до понижаване на цените през следващите десетилетия. Отказът от обвързването към петролните котировки в рамките на ценообразуването на природния газ също ще намалява маржовете на печалба на производителя.

Ако преди кризата от 2008, Азербайджан можеше да се похвали с най-виски темпове на икономически растеж, прогнозите са, че през следващите пет години, т.е. до 2022, Туркменистан ще се окаже единствената държава от региона, чиито средногодишен ръст на БВП ще надхвърли 5%.

Предвид сложната геополитическа ситуация в Южнокавказкия регион и стремежът на каспийските държави към взаимноизгодно сътрудничество, Азербайджан активно участва в сделките за газов обмен със съседните държави. Така например, той доставя на Иран 300-400 млн. куб. м газ годишно, срещу което иранците доставят същото количество газ за Нахичеванския анклав. Както е известно, за да доставя директно своя газ в Начеванския район (който е част от Азербайджан, но няма обща граница с него), Баку би трябвало да изгради газопровод през територията на Армения, което - предвид периодично възпламеняващия се конфликт в Нагорни Карабах - просто няма как да стане. Подобен обмен се осъществява и с Газпром, който през лятото доставя газ на Азербайджан, срещу което през зимата Баку доставя същото количество газ на кавказките републики в състава на Руската Федерация.

Както вече споменах, климатичните условия в Каспийския регион са непредсказуеми и променливи, което изисква от петроло и газодобивните компании да действат крайно предпазливо при усвояването на континенталния шелф. Често се налага реализацията на подобни проекти в азербайджанската част на Каспийско море да бъде прекъсвана заради техногенни инциденти. През декември 2015 например, добивът на морската платформа Гюнешли беще прекратен след като поредната буря прекъсна тръбопровода. Това предизвика голям пожар на платформата, при който загинаха 30 души. През септември 2016 ситуацията се повтори, само че този път пожарът мина без жертви. Впрочем, подобни трагични инциденти в Каспийско море не се случват само на платформите на SOCAR, аналогични трагедии имаше още през съветската епоха. Въпреки това, мерките, които предприемат компаниите, разработващи азербайджанския шелф, очевидно не са достатъчни за да гарантират сигурността на персонала им.

Макар че "петролната ера" на Азербайджан далеч не е приключила, началото на нейния край вече е факт. Разбира се, Баку ще съумее плавно да се преориентира към природния газ и да се превърне в ключов играч в рамките на диверсификационната инициатива на ЕС. Много е вероятно каспийският шелф на Азербайджан да не съдържа толкова природен газ, че да може да покрие нуждите на страната за "сто години напред", както заяви преди време енергийният министър Натиг Алиев, но вероятно количеството му ще се окаже достатъчно за да запази важната роля на Баку в Каспийския регион. Разчитайки на съществуващата петрологазова инфраструктура и на доброто си географско положение, по средата на пътя от Каспийско към Черно море, Азербайджан ще запази позициите си и през ХХІ век, но едва ли ще може да изиграе ролята, на която разчитат в Брюксел в обречената си "енергийна война" с Русия.

Туркменското възраждане

Туркменистан е на четвърто място в света по доказани запаси на природен газ (9,5% от световните) и на десето по текущ добив на този енергоносител (4,5% от целия световен обем), но твърде рядко се споменава в списъка на водещите газови държави. Това до голяма степен се дължи на географското положение на страната, която не разполага с достъп до отворени морета и океани, както и на политическия курс на местните власти. За ресурсното богатство на Туркменистан се знаеше още по съветско време, но за превръщането му в енергиен лидер в рамките на евразийското пространство попречи изолационистката политика на Ашхабад, граничеща с автаркията. Именно заради спецификата на политическия курс на покойния си лидер Сапармурад Ниязов, Туркменистан не можа да формира стабилни и предсказуеми отношения с руските и западните енергийни компании.

Международните позиции на Ашхабад могат да укрепнат благодарение на Галкиниш - най-големият енергиет проект на страната и второто най-голямо газово находище на планетата. Подобно на гигантското находище Кашаган в континенталния шелф на Казахстан, Галкиниш може да подобри сериозно положението на Туркменистан на световните газови пазари, т.е. вместо да си съперничи с Алжир и Индонезия, Ашхабад може да се превърне в опасен конкурент на държави като Норвегия и Канада, а вероятно дори и на Катар. Тъй като газът е сред основните елементи на туркменистанската икономика и основна износна стока на страната, от успешното разработване на Галкиниш зависи и просперитетът на Туркменистан. През 26-те години след разпадането на СССР местните власти съумяха да гарантират газовите доставки за населението (от 1993 насам те са безплатни, като през 2014-2015 правителството за първи път спомена, че може да отмени тази привилегия), но чак през 2016 успяха да надхвърлят обема на газовия добив, постигнат по съветско време.

Макар че още от първите години на съществуването си като независима държава Туркменистан се опитваше да привлече западните компании към разработването на енергийните си ресурси, заради непрозрачната система на вземане на решенията, гигантското бюрокрация на всички нива, постепенното влошаване на инвестиционния климат, както и слабите перспективи за диверсификация, очакваният приток на инвестиции така и не стана факт. По времето на Сапармурад Ниязов (управлявал страната през 1991-2006), известен като Туркменбаши, присъединяването на Туркменистан към такива международни организации като МВФ и Световната банка, не доведе до мащабни инициативи в енергийната сфера. Дори помощта от страна на ЕС, заинтересован да използва ресурсите на Туркменистан за да диверсифицира доставчиците си, се свеждаше само до развитието на инфраструктурата на най-бедните региони на страната.

За Туркменистан, 90-те години на ХХ век бяха период на спад. През 1998 газовият добив падна до 12 млрд. куб. м (с 85% по-малко, отколкото през 1991). Причината беше неразвитата газопреносна инфраструктура на страната. На практика, тя разполагаше с един, единствен маршрут за износ на природния си газ - газопроводната мрежа "Централна Азия - Център", създадена още през 1974. Тоест, Туркменистан нямаше кой знае какво пространство за избор на външнотърговските си партньори и доставяше газ най-вече на Украйна и държавите от Южен Кавказ, но хроничните проблеми с плащането му, предопределиха недостатъчната ликвидност на националната газова компания Туркменгаз. Положението се подобри в началото на 2000-те, като добивът достигна 40-45 млрд. куб. м, но Туркменистан все още не можеше да възстанови позициите си на световния газов пазар, загубени след разпадането на СССР. В своеобразен "драйвър" за последвалия растеж се оказа откриването през 2006 на находището Галкиниш (което в превод от туркменски означава "Възраждане").

Всъщност, Галкиниш е по-скоро мрежа от находища на територия с обща площ 1842 кв. км. В центъра и е находището Южен Йолотен, около което са разположени находищата Минара, Осман, Яшлар и Газанли. Информацията за съвкупните запаси все още варират, включително заради непрозрачното предоставяне на информацията от страна на туркменистанските власти.По консервативни оценки, става дума за 14 трлн. куб. м, докато вече несъществуващото Министерство на петрола и газа твърдеше за 27,4 трлн. куб. м газ. Показателно е, че за разработката на находището не бяха поканени европейски или американски компании, а изграждането на газопреработвателните мощности, подземното оборудване и другите необходими елементи бе възложено на компании от ОАЕ (Petrofac), Китай (CNPC) и Южна Корея (LG, Hyundai Engineering).

Газовият добив в Галкиниш стартира през септември 2013 в присъствието на китайския президент Си Дзинпин. Доставките на газ от това находище ще помогнат на Китай да диверсифицира още повече пула на доставчиците си, на фона на развитието на проекта за "Новия път на коприната", затова интересът на Пекин е разбираем. Първоначално Ашхабад планираше изграждането на пет нови газопроводи: трансафганистански, далекоизточен (към Китай), трансевропейски, ирански (с възможност за удължаването му до Турция) и транскаспийски (през Баку, Тбилиси и Ерзурум) (4). Досега обаче е реализиран само един от тях - далекоизточният. Несъмнено, Туркменистан е готов да пренасочи изнасяния от него природен газ към Китай. Предвижда се, на първия етап от разработването на находището Галкиниш, добивът да достигне 30 млрд. куб. м, на втория - да нарасне до 55 млрд. куб. м, а на третия - да достигне 95 млрд. куб. м.

Впрочем, липсват точни данни за газовия добив в Туркменистан. За 2015 например, цифрите варираха между 72,4 и 80,1 млрд. куб. м, а през 2016 бе постигнат ръст от 8%. Това е безпрецедентно високо ниво за съвременната история на страната, тъй като дори в периода отпреди кризата, показателите варираха между 65 и 70 млрд. куб. м. От тях се изнасят около 50 млрд. куб м, 30 млрд. от които - в Китай. Преориентацията на Туркменистан от Русия към Китай беше стимулирана от изграждането на газопровода "Централна Азия-Китай", чиято първа тръба влезе в експлоатация през декември 2009. Според договора между двете страни, Туркменистан може да изнася в Китай до 65 млрд. куб. м годишно, макар че на фона на намаляващото търсене на газ в Китай е съмнително Пекин да поиска това. Благодарение на износа в Китай, Туркменистан можа изцяло да компенсира прекратяването на износа към Русия, но пък отново се оказва зависим от един, единствен партньор.

В рамките на успешната (макар и с известно закъснение) реализация на проектите, свързани с газовия износ за Китай, Туркменистан спря газовите доставки за Русия. През януари 2016 традиционният му газов партньор Газпром уведоми Ашхабад, че занапред няма да се ангажира с доставки на туркменистански газ. От гледна точка на руската компания, това бе логична стъпка в рамките на стартираната през 2009 програма за оптимизиране на газовите договори на Газпром, приета заради отрицателните последици от глобалната криза и, в частност, спада на търсенето на газ в Европа. Същността на проблема е, че цената, която Газпром плащаше на Туркменистан, почти съвпада със средната цена, по която руският гигант продаваше през 2015 газ на европейските си клиенти (около 240 долара за 1000 куб. м). И тъй като Газпром може да купува газ от Узбекистан и Казахстан на по-ниска цена и с по-висок марж, доставките на туркменистански газ бяха напълно прекратени.

През 2003 Русия и Туркменистан подписаха 25-годишен договор за годишна доставка на 40-50 млрд. куб. м туркменски газ. Предвид факта, че в средата на 2000-те (чак до газовия конфликт през 2009, довел до пълния отказ от доставките от Туркменистан) Украйна купуваше (на специални цени) 20-30 млрд. куб. м туркменски газ годишно, в онзи момент това споразумение изглеждаше изгодно за всички участници. Впрочем, освен енергийната криза в Украйна и рязкото влошаване на руско-украинските отношения, негативно отражение върху туркменските газови доставки за Русия оказа и икономическата криза от 2008. Поредният негативен фактор, довел до прекратяването на сътрудничеството между Газпром и Туркменгаз стана експлозията по трасето на газопровода между компресорните станции Иляли и Дерялик през април 2009, като двете компании взаимно си прехвърляха вината за инцидента. Между другото, той доведе до интензифициране на преговорите за изграждане на газопровода Nabucco и пълното прекратяване на доставките на туркменски газ в Русия чак до разрешаването на възникналите противоречия, осем месеца по-късно.

През 2010-2014 Туркменистан доставяше в Русия около 10 млрд. куб. м годишно, като през 2015 този показател падна до 3,3 млрд. куб. м, стигайки до нула, през 2016. И макар че туркменистанските представители редовно изразяваха готовност да възстановят предишните обеми на доставки, заради отказа им да обсъждат цената (на фона на падането на цените на природния газ в Европа, последвало 70%-ния спад на петролните котировки в световен мащаб), преговорите на доведоха до нищо. Окончателният отказ на руснаците от доставките на туркменски газ беше предшестван от подписаното през декември 2015 споразумение между Газпром и Узбекнефтегаз за доставките на допълнителни обеми газ (към доставяните по онова време 3,5 млрд. куб. м). Освен това, Газпром разполага с по-стабилни позиции на узбекистанския пазар (концернът притежава собствени добивни мощности в находището "Шахпахта"), но няма никакъв пряк достъп до стриктно контролирания от държавата туркменистански газов пазар.

Първоначално, Туркменистан се опита да компенсира загубата на руския пазар, постигайки през 2015-2016 споразумение с Иран за доставка на газ (през 2015 газовият износ за Ислямската република достигна рекордните 16 млрд. куб. м), срещу инженерно-технически услуги и стоки, но заради хроничното нежелание на Националната иранска газова компания (NIGC) да плаща за тях, от 1 януари 2017 Туркменистан ги ограничи драстично. Тоест, в момента Китай е единственият голям вносител на туркменски газ, разполагащ с впечатляващ вътрешен потребителски пазар. Дори и пълната преориентация на Ашхабад към Пекин обаче не би могла да стане панацея за енергийните проблеми на Туркменистан. От 2015 насам на китайският газов пазар се забелязват признаци за пренасищане, а предвид изграждането на руския магистрален газопровод "Силата на Сибир" и планираната през 2017-2018 реализация на редица проекти за доставка на втечнен природен газ (LNG) на азиатско-тихоокеанския пазар, туркменският газ несъмнено ще се сблъсква с все по-нарастваща конкуренция на китайския пазар.

Съзнавайки рисковете, свързани със зависимостта му от един единствен пласментен пазар, Туркменистан се опитва да проникна и в Южна Азия. Основният проект на Ашхабад по това направление е за изграждането на газопровода TAPI (Туркменистан-Афганистан-Пакистан-Индия) с годишен капацитет 33 млрд. куб. м. Тоест, Туркменистан се опитва да изпревари основните си конкуренти - Русия и Иран, овладявайки част от доскоро недобре проучените пазари. За първи път, за изграждането на тръбопровода ТАРІ се заговори преди повече от 20 години, т.е. непосредствено след разпадането на СССР, но поради политическата нестабилност в държавите по трасето му и поредицата от войни, неговата практическа реализация непрекъснато се отлагаше. Известен прогрес беше постигнат едва през последните няколко години. През 2012 участниците в проекта се споразумяха за обща тарифна такса, а през 2015 решиха, че изграждането на газопровода ще бъде възложено но Туркменгаз, който до този момент нямаше никакъв опит в строежа на подобни магистрални тръбопроводи.

Трасето на газопровода ТАРІ

 

Възможно е обаче, това решение да се окаже пречка пред практическата реализация на проекта. През 2005 стойността на строителните работи се оценяваше на 7,6 млрд. долара, а в момента тя вече е 10 млрд. Туркменистан, на чиято територия не осъществява газов добив нито една западна или дори руска компания (въпреки изразената многократно заинтересованост), планира да пусне в експлоатация дългия 1814 км газопровод до края на 2019, продължавайки да се обявява против привличането на чуждестранни партньори към проекта или към разработката на неговата начална точка - находището Галкиниш. От гледна точка на достъпността на ресурсите, това находище може да гарантира пълното запълване на бъдещия газопровод. Предполага се, че Индия и Пакистан ще получават по ТАРІ по 14,1 млрд. куб. м газ годишно, а доставките за Афганистан ще достигнат 5,15 млрд. куб. м.

Остава нерешен обаче ключовият въпрос за сигурността на газопровода. Планира се той да преминава през териториите на афганистанските провинции Кандахар и Хилменд, където Движението Талибан се ползва с много силни позиции. Макар че самите талибани предложиха да поемат охраната на афганистанския участък на газопровода, историята на тази групировка включва множество терористични нападения срещу обекти на енергийната инфраструктура. Освен това, взаимоотношенията между Индия и Пакистан могат отново да се "нажежат" заради териториалните спорове помежду им или пък за ползването на общите водни ресурси и ТАРІ да се окаже заложник на поредната ескалация на напрежението в региона. Нещо повече, макар че партньорите се споразумяха за обемите и маршрута на доставките, те все още не са се договорили за цената. Индия например, шантажирайки останалите с възможни газови доставки от Иран, всячески се стреми да промени ценовата формула, за която се споразумяха акционерите на проекта през 2012.

Тъй като формулата за определяне на цените на газовите доставки по ТАРІ ги обвързва със стойността на петрола, при евентуално нарастване на петролните цени, ТАРІ няма да може да се конкурира с доставките на LNG в региона, още повече, че през 2019 на азиатския пазар ще започнат да се реализират редица големи LNG-проекти на Австралия, Малайзия и други страни. Както в Индия, така и в Пакистан, държавата субсидира цените на газа и предвид желанието на двете страни да минимизират тези субсидии, това едва ли е в интерес на Дели и Исламабад. Тоест, на Туркменистан ще се наложи да направи редица отстъпки за успешната реализация на проекта. При това, ТАРІ си има и конкурент в лицето на газопровода Иран-Пакистан-Индия (ІРІ), чиято практическа реализация също се обсъжда вече не едно десетилетие. В рамките на ІРІ се планира доставката на 22 млрд. куб. м газ в Пакистан и на 18 млрд. куб. м - в Индия. След отмяната на санкциите срещу Иран, Техеран активно прокарва този проект, предлагайки по-изгодни ценови условия. Освен това, в случая с ІРІ се избягва газовият транзит през изключително турбулентните региони на Афганистан, намалявайки заплахата от терористични нападения или повреда на газопровода.

Впрочем, Туркменистан не се отказва и от идеята за изграждането на транскаспийски газопровод към Европа, макар че в момента именно този проект изглежда най-малко вероятен измежду петте очертани по-горе експортни вектори. Съпротивата на Русия и Иран срещу изграждането на Транскаспийски газопровод и липсата на всеобхватно споразумение за морските граници в Каспийско море и занапред ще обезмислят тези опити на Ашхабад. Освен това, икономическите параметри на туркменския газ едва ли могат да се сравняват с тези на Газпром, затова въпреки стремежа на ЕС да диверсифицира източниците си на енергоносители, икономическата целесъобразност на Транскаспийския газопровод остава изключително спорна.

Независимо от това, Туркменгаз завърши изграждането на 733-километровия газопровод "Изток-Запад", който свързва източните газови находища с каспийското крайбрежие на страната. Капацитетът на газопровода е 30 млрд. куб м годишно. Досега обаче, Туркменистан е подписал само едно, единствено споразумение (с Казахстан) за разграничаване на териториалните води и морските граници на петте държави с излаз на Каспийско море. Освен това Ашхабад има териториален спор с Азербайджан относно находището "Сердар-Капаз", което е своеобразно продължение на основния петролен обект на Азербайджан - находището "Азери-Шираг-Гюнешли" (ACG). А без разрешаването на териториалните спорове и подписването на демаркационни споразумения, ЕС или Турция, която също периодично декларира заинтересоваността си, не могат да разчита на доставки на туркменски газ.

Засега, запасите от енергоносители в континенталния шелф на Туркменистан, оценявани от правителството на 18,2 млрд. куб. т петролен еквивалент, не са достатъчно усвоени. Предвид активността на другите държави в шелфа на Каспийско море, от 1996 насам Туркменистан се опитва да привлече чуждестранни компании за разработването на шелфовите находища, но засега като успешна може да се оцени единствено експлоатацията на т.нар. "Блок-1", чиито запаси са около 20 млн. т петрол, която от двайсет години насам се осъществява от малайзийската компания Petronas. Друг реално действащ проект е разработваният от компанията Dragon Oil "Блок 2" Челекен - находище, открито от съветските геолози още през 70-те години на миналия век. Тук е мястото да отбележа, че за разлика от континенталните находища, шелфовите залежи са предимно петролни.

Петролният добив в Туркменистен традиционно играе по-малко значима роля, в сравнение с газовия сектор. Поради липсата на достоверна информация, можем само да констатираме, че страната добива между 12 и 13 млн. т петрол годишно, изнасяйки малко над половината. Показателно е, че се изнася петролът, добиван от чуждестранни компании, тъй като този, добиван от Туркменнефт, е предназначен само за вътрешно потребление. По-голямата част от изнасяния петрол се транспортира с кораби до Азербайджан, откъдето продължава по петролопророда Баку-Тбилиси-Джейхан. Руските инфраструктурни обекти и на първо място петролопроводът Махачкала-Новоросийск, играят все по-малка роля в транспортирането на туркменския петрол. Като цяло, следва да отбележа, че петролният сектор на Туркменистан може да получи силен тласък, ако Баку и Ашхабад се споразумеят за съвместното разработването на находището "Сердар-Капаз" (чиито запаси са около 50 млн. т петрол).

Туркменистан със сигурност губи от прекалената намеса на държавните структури в дейността на енергийните играчи, тъй като честите смени на министрите на енергетиката от президента Бердимухамедов не съдействат за формулирането на последователна енергийна политика. През последните четири години на този пост се смениха четрима души, един от които беше уволнен "заради лошото възпитание на сина му". Липсата на стабилност касае и институционалната сфера. Така, през януари 2016 беше реорганизирана акционерната структура на Националната петролногазова компания на Туркменистан, а през юли 2016 президентът на страната закри Министерството на петрола и газа и прехвърли неговите функции към пряко подчинения му Департамент за петролната и газова индустрия на Министерския съвет.

Каспийските ресурси на Туркменистан останаха на втори план на фона на разработването на гигантските находища в източната част на страната, затова през последните години се говореше предимно за възможността Каспийско море да се използва като трамплин към Европа и Южен Кавказ. Несъмнено, ключовият проект за туркменската енергетика е Галкиниш, тъй като запасите на това находище позволяват паралелното развитие на няколко вектора на газовите доставки. Впрочем, ако диверсификацията се окаже неуспешна, Ашхабад има и друга възможност да спечели от огромното си ресурсно богатство, например изграждайки сериозна химическа индустрия. Успехът на международните инициативи на Туркменистан до голяма степен ще зависи от гъвкавостта, която местните власти ще проявят по отношение на партньорите си.

Казахстан залага на находището Кашаган

Казахстан е несъмненият енертиен лидер в Централна Азия, с най-голям добив на петрол, въглища и уран, освен това е на първо място в региона по производството на електроенергия. От пет години насам петролният добив на Казахстан се колебае около нивото от 80 млн. т в очакване на поредния подем. Най-голямото експлоатирано находище в страната е Тенгиз, осигуряващо почти 1/3 от целия петролен добив на страната. Второто по големина находище Карачаганак се експлоатира вече над 30 години, затова и добивът от него (независимо от големите му ресурси) скоро също ще започне да намалява. В същото време обаче, Казахстан има всички шансове да премине към качествено ново ниво на добивите си, благодарение на най-голямото открито през последните 35 годино петролно находище Кашаган. Впрочем, неговият потенциал може да се сравни само с мащаба на проблемите, свързани с реализацията на този проект.

Кашаганското петролно находище

Гигантското находише Кашаган, чиито запаси се оценяват на 1,7 млрд. т, беше открито през 2000-та в акваторията на казахстанския сектор на Каспийско море. Кашаган е разположено в сравнително плитки води, на около 70 км от брега, но самите петролни пластове са на дълбочина 4 км. Освен водещата казахстанска петролна компания КазМунайГаз, в реализацията на проекта участват Eni, Total, ExxonMobil и Shell. Потенциалът на находището позволява дневен добив от 1 млн. барела дневно, но в течение на повече от три години той не се използваше. Официалният старт на експлоатацията на находището беше през юни 2013, но само след три месеца тя беше прекратена заради изтичането на газ на изкуствения остров "D". През октомври същата година беше предприет още един опит за подновяване на добива, но отново беше фиксирано изтичане на газ. В резултат добивът от находището беше възобновен едва след три години, през октомври 2016.

Впрочем, дори ако оставим настрана инцидентите с изтичането на газ и петрол от тръбопроводите, експлоатацията на Кашаган се сблъсква и с множество други проблеми. Първоначално се планираше то да започне да се експлоатира през 2005, но след като се оказа, че селището на персонала е разположено прекалено близко до находището, което застрашаваше здравето на хората, всичко трябваше да започне отново. Освен това, подготовката за началото на експлоатацията се съпътстваше от множество конфликти между местния персонал и западните мениджъри от компаниите-оператори на проекта. Накрая, утвърденият в рамките на Севернокаспийското споразумение за разпределяне на продукцията (North Caspian Production Sharing Agreement) бюджет беше надвишен с цели 30 млрд. долара, достигайки 50 млрд.

След тригодишния престой, продължителните спорове и мащабната реконструкция на тръбопроводите (с чието полагане беше ангажирана дъщерната компания на италианския гигант Eni - Saipem). през октомври 2016 промишленият петролен добив в находището Кашаган най-сетне беше възобновен. Тоест, реалното му въвеждане в експлоатация се случи след цели 11 години, при това липсват гаранции, че тепърва няма да се появят нови технически проблеми. Разбира се, правителството на Казахстан е заинтересовано от максимално бързото достигане на върховите стойности на добива, стремейки се да увеличи общия обем на добивания в страната петрол и да максимизира постъплениято от петролния износ, но и то е в състояние да изненада неприятно експлоатиращите Кашаган чуждестранни компании. Въз основа на Севернокаспийското споразумение за разпределяне на добива, след 2014 властите вече не са длъжни да покриват разходите на операторите, тъй като реализацията на проекта излезе извън рамките на предварително договорените срокове. И макар че медувременно участниците постигнаха някакъв компромис по този въпрос, параметрите му остават в тайна.

Петролът от Кашаган ще се транспортира от Каспийския тръбопроводен консорциум (КТК, в който участват Русия, Казахстан и най-големите световни петролни компании). Донякъде, това е проблем за КТК, тъй като качеството на петрола от находището не се вписва в установения от консорциума стандарт. А както е известно, КТК е единственият петролопровод в Русия, гарантиращ съответните характеристики на транспортирания енергоносител (5) и след като с течение на времето кашаганският петрол ще стане основният сорт петрол, транспортиран по него, качеството на сегашния сорт на КТК може да се влоши.

Очаква се, че в рамките на първия етап от експлоатацията на находището Кашаган през 2017 ще бъдат добити 8,9 млн. т петрол и 5,6 млрд. куб. м газ, а през 2018 - 13 млн. т петрол и 9 млрд. куб. м газ, след което през 2021 ще бъде достигнато ниво от 380 000 барела петрол дневно (около 18 млн. т) (6). Тоест, още в началото на следващото десетилетие петролният добив в Казахстан трябва да надхвърли 100 млн. т. Ако правителството в Астана и компаниите, експлоатиращи находището, успеят да се споразумеят относно условията за стартиране на втората фаза на експлоатацията, те ще могат да удвоят добива до 35-36 млн. т петрол годишно, осигурявайки по този начин над 1/3 от целия петролен добив в страната. Необходимостта от по-бързо въвеждане на находището в експлоатация се обяснява и с очакваното изтощаване на редица други находища, които в момента формират гръбнака на казахстанския петролен добив.

През последните 20 години с най-голям добив можеше да се похвали петролното находище Тенгиз. Подобно на Кашаган, то също разполага със запаси от над 1 млрд. т. Впрочем, в неговия петрол също има доста високо съдържание на сяра. Разликата обаче е, че Тенгиз е разположено на сушата, на няколко километра от крайбрежието, което значително улеснява решаването на логистичните проблеми, както и "пречистването" на петрола от сяра, метан, етан и други елементи. В момента, петролният добив в Тенгиз варира между 26 и 27 млн. т. Акционерите в този проект - Chevron Overseas (50%), ExxonMobil (25%), «КазМунайГаз» (20%) и Лукойл (5%), са съгласували помежду си проект за бъдещо разширяване, предвиждаш повишаване на добива до 38 млн. т годишно.

В третото най-голямо казахстанско находище Карачаганак вече над десет години се използват различни модерни технологии за повишаване на добивите. Находището, което се намира в близост до руско-казахстанската граница се експлоатира от 1979. Според действащото споразумение за разделяне на продукцията, до 2038 находището ще се експлоатира от консорциума «Карачаганак Петролеум Оперейтинг» (KPO), в който участват Shell, Eni (по 29,25%),(18%), Лукойл (13,5%) и «КазМунайГаз» (10%). От 2014 до 2020 ще бъде достигнат върховият добив в рамките на втората фаза от експлоатацията на находището (13 млн. т петрол и 18 млрд. куб. м газ годишно), след което трябва да започнат работите по стартирането на третата фаза. По предварителни данни, това ще стане през 2022-2023 като добивът ще се повиши до 15 млн. т петрол и 28-30 млрд. куб м газ годишно. Тоест, чак до края на 30-те години на века Карачаганак ще си остане сред структуроопределящите обекти на петролногазовата инфраструктура на Казахстан.

Преобладаващото количество казахстански петрол и газ се транзитира през територията на Русия. Въпреки възможното увеличаване на доставките на енергоносители за Китай, Русия ще си остане единственият маршрут за доставки в западна посока. Казахстан не може да доставя директно ресурсите си на европейския пазар, дори излазът на Каспийско море не му дава подобна възможност, без използването на транзит. Каспийският тръбопроводен консорциум (КТК) е приоритетния маршрут за износ на енергоносители. През 2015, на него се падаха 60% от общия износ от 65 млн. т. Активно се използва и изграденият още по съветско време петролопровод Атърау-Самара, осъществяват се и доставки в каспийските пристанища Махачкала и Баку.

Взаимната обвързаност на транспортните системи на Русия и Казахстан и мултивекторният характер на маршрутите на доставките дава на Астана възможност за избор. Макар че Казахстан традиционно изнася по-голямата част от петрола си в държавите от Средиземноморието през Черно море, казахстанските производители разполагат с техническа възможност да пласират петрола си и в балтийските пристанища на Русия. През последните години Казахстан увеличи възможностите си за маневриране, разширявайки капацитета на китайското направление на своя енергиен износ и обединявайки находищата в западните региона на страната с петролоппровода "Казахстан-Китай", известен също и като "Атасу-Аланшанкоу". В момента Казахстан може да изнася в Китай до 20 млн. т петрол годишно, но предвид спада на търсенето през 2015, използва само 22% от този капацитет.

Въпреки че износът на казахстански газ играе по-малка роля, в сравнение с петролните доставки, ситуацията на вътрешния пазар е различна. През 2015 бяха добити 45,3 млрд. куб. м газ, като 49% от този обем се продава, докато останалия се използва за повишаване на петролния добив. Около половината от тези 49% се пласират на вътрешния пазар, което позволява газификацията на все повече градове и села в страната. През 2015 газовият износ на Казахстан беше 12,7 млрд. куб. м, най-вече от находището Карачаганак.

Три четвърти от добивания на територията на Казахстан газ се пада на двете гигантски петролни находища - Тенгиз и Карачаганак. Съвкупният добив на по-малките газопроизводители, концентрирани в Актюбинска и Западноказахстанска области, се е стабилизирал на ниво от 10 млрд. куб. м годишно и едва ли ще нарасне сериозно в кратко- и средносрочна перспектива. С внедряването на нови технологии, пускането в експлоатация на третата фаза на находището Карачаганак, реализацията на проекта за нарастване на добива от Тенгиз и постепенното въвеждане в експлоатация на Кашаган, в дългосрочна перспектива общият газов добив в Казахстан може да нарасне с 10 млрд. куб. м, достигайки през 2021-2022 55-57 млрд. куб. м. В същото време обаче, изходните данни и използването на добитите ресурси ще си останат същите, като днес.

В същото време, съществуват доста благоприятни перспективи за откриването на поредните големи и дори гигантски петролни и газови находища в каспийския шелф на Казахстан. Подобно на руските находища, в началото на 2000-те бяха открити редица обекти в шелфа на страната, в северозападната част на Каспийско море. С изключение на руското Филановско находище, именно казахстанските находища се оказаха най-големите открития в началото на ХХІ век (виж Таблица 2). Освен Кашаган, като най-перспективни се очертават находищата Кайран, Актоти и Каламкас, раположени в непосредствена близост до последното и, вероятно, представляващи част от общ петролен басейн.

От друга страна, североизточната част от каспийския шелф на Казахстан, която е разположена по-близо до Русия не оправда надеждите на международните концерни, като в рамките на редица проекти, включително тези за находищата Сатпаев и Жамбил, бяха открити далеч по-малки запаси от енергоносители от очакваните.

 

Таблица 2. Находища в казахстанския шелф на Каспийско море

Находище

Година на откриване

Петролни запаси
(млн т)

Газови запаси(млрд. куб. м)

Начало на добива

Тип

Собственик

Кашаган

2000

1700

1

2013/2016

Шелф

NCOC (7)

Кайран

2003

36

-

-

Шелф

NCOC

Актоте

2003

100

169

-

Шелф

NCOC

Каламкас

2002

67,6

70

2023

Шелф

NCOC

Жамбай

2002

41

-

-

Шелф

КазМунайГаз

Жамбил

2013

32

-

-

Шелф

Zhambyl Petroleum LLP(КазМунайГаз — 73%, KC Kazakh B.V. — 27%)

Исатай

1996

н/д

н/д

-

Шелф

КазМунайГаз — 50%
Eni — 50%

Блок Н (Нурсултан)

н/д

31,5

19

2018-2019

Шелф

N Operating Company (75,5% KMG, 24,5% Mubadala)

Сатпаев

2002

н/д (5)

н/д

-

Шелф

«КазМунайГаз» — 75%, ONGC Videsh — 25%

Ауeзов

2007

10

3

-

Шелф

«КазМунайГаз»

Хазар

2007

31

1,4

-

Шелф

Каспий Меруерты Оперейтинг Компани Б. В.

 

Средиземноморският пазар очевидно ще остане основния за казахстанските петролни и газодобивни компании. Основната част от обемите, в съответствие с предишната тенденция, ще се транзитира през територията на Русия - чрез Каспийския тръбопроводен консорциум или мащабната мрежа от петролопроводи на Транснефт. Находищата Тенгиз и Карачаганак, които бяха в основата на казахстанската петролно-газова енергетика в течение на последните десетилетия, ще останат в списъка на най-значимите, в резултат от използването на вторични методи за добив на петрол и стартиране на нови фази на разработката им. Все по-голямо внимание обаче ще се отделя на най-големия казахстански проект през ХХІ век - Кашаган, чиито петролни запаси ще позволят на Астана да си постави качествено нови цели, включително увеличаване на обемите на петролните доставки за Китай. Тоест, износът на казахстански петрол за Китай неизбежно ще нараства, но възможностите на Астана ще бъдат ограничени от търсенето на китайския пазар.

Иран се готви за скок

В сравнение с всички останали каспийски държави, континенталният шелф на Иран е най-слабо проучен и в резултат от това се смята за най-малко перспективен. Сред причините за това е непреклонната позиция на Техеран относно демаркирането на Каспийско море. Според иранските власти, то трябва да бъде разделено на равни части - по 20% от шелфа на всяка страна. Недостатъчно проученият участък на каспийския континентален шелф е в рязък контраст с богатите на минерални ресурси южни райони на страната. По данни на ОПЕК, Иран разполага с 13% от световните запаси на петрол, т.е. 158 млрд. барела, както и с 18% от газовите запаси на планетата - 33,5 трлн. куб. м. Днес обаче, присъствието на Техеран в Каспийския регионе е по-слабо, в сравнение с поссъветските републики.

Иран отдавна планира осъществяването на проучвателни работи на дъното на Каспийско море. От 2004 насам иранците извършват сеизмологични проучвания на морското дъно, използвайки обаче само един кораб. Въз основа на тези проучвания те твърдят, че запасите в иранския участък на Каспийско море са най-малко 10 млрд. барела петрол. Междувременно, през декември 2011 беше открито петролногазовото находище Сардар Джангал, чиито запаси, според Техеран, се равняват на 1,4 трлн. куб. м газ и 10 млрд. барела петрол. Находището е на дълбочина 2,5 км и на разстояние 250 км от иранското крайбрежие.

Показателно е, че Сардар Джангал е първото находище в тази част на Каспийско море, открито през последните 100 години. В Техеран дълго време смятаха, че северната част на морето е по-богата на петрол, а южната - на газ. Откриването на Сардар Джангал което (ако оценките на иранските експерти се потвърдят) съдържа 7% от всички открити досега петролни запаси на Иран, доказва, че това очевидно не е вярно. В момента, компанията Khazar Exploration and Production Company (KEPCO), която разработва находището, използва само иранско оборудване. Съмнително е обаче, че иранските компании ще могат да усвоят успешно каспийските находища, ако не използват за целта водещите западни технологии.

След отмяната на санкциите през януари 2016 Иран активизира дейността си по каспийското направление. Впрочем, още в края на ноември 2015, по време на Иранския петролен форум, беше обявено, че Техеран ще пусне на търг 4 блока за осъществяване на геоложки проучвания. В момента Иран разполага само с една плаваща платформа тип FPSO «Амир Кабир» в Каспийско море, използвана и в проучванията, довели от откриването на находището Сардар Джангал. Пречка за експлоатацията на каспийските находища обаче може да се окаже не само липсата на съответното оборудване, но и евентуалното възникване на териториални спорове. Така, един от предлаганите на търг от иранците блокове - Блок 06, се намира в непосредствена близост до териториалните води на Азербайджан. Следователно, при липсата на договор за делимитиране на границите между Иран и Азербайджан, териториалната му принадлежност остава спорна.

През 2001 ирански военен кораб принуди кораб на британската компания ВР, проучващ шелфовото находище Араз-Алов-Шарг, да напусне териториалните води, които Техеран смята за свои. Тогава само по щастлива случайност беше избегнато избухването на пълномащабен военен конфликт между двете стрени, тъй като находището Араз-Алов-Шарг се намира само на 90 км от Баку. Въпреки това, нито Азербайджан, нито Иран възнамеряват да се отказват от перспективните находища в каспийския шелф. Що се отнася до находището Араз-Алов-Шарг, в момента то е "замразено", а редица каспийски държави се опасяват, че освобождавайки се от бремето на санкциите, Иран отново ще заяви териториалните си претенции.

Но, дори ако Техеран съумее да избегне конфликтните ситуации с другите каспийски държави, целесъобразността на ускореното развитие на иранските находища, може да бъде поставена под въпрос. Себестойността на петролния добив от шелфовите находища в Каспийско море е в пъти по-висока, отколкото в Южен Иран. Така например, благодарение на икономиите, постигнати за сметка на мащабите на производство, себестойността на петролния добив от южните находища (Ахваз, Марун, Агадеган) понякога пада до едва един долар за барел. Впрочем, газовият добив от находищата в Персийския залив също изглежда по-изгоден - така, добивът от иранския участък от гигантското шелфово находище Южен Парс, чиито запаси се оценяват на 14 трлн. куб.м, всеки момент ще достигне максималното си равнище. Тоест, изглежда очевидно, че заради изгодното местоположение на Персийския залив и ниската стойност на транзита на ресурси, по-мащабните и изгодни проекти в Южен Иран ще се ползват с приоритет.

Предвид наличието на по-привлекателни от икономическа гледна точка алтернативи, Техеран следва да реши, дали в краткосрочна и средносрочна перспектива му се налага да стартира разработването на петролногазовите находища в каспийския шелф на страната. Търсенето на енергоносители е голямо заради стремително нарастващото и урбанизирано население на Иран, особено в северната му част, където са разположени такива големи градове като Техеран, Тебриз, Рещ и Кередж. През последните 15 години консумацията на електроенергия в страната е нараснало 2,4 пъти, достигайки 283 ТВ/ч., т.е. годишният ръст на електропотреблението е около 5%. Поради липсата на финансови ресурси, необходими за изграждането на единна петролногазова инфраструктура в Южен и Северен Иран обаче, се налага паралелното развитие на двете части на страната.

В рамките на развитието на петролногазовата инфраструктура в Северен Иран, Техеран се стреми да модернизира разположеното на каспийското крайбрежие пристанище Нека. Планира се, капацитетът му от 120 000 барела дневно да нарасне до 2,5 млн. барела. Именно през Нека се предвижда да се осъществяват и петролните и газови суапови сделки между каспийските държави и, на първо място, между Русия и Иран. През лятото на 2016 Газпром изрази интерес да започне да доставя газ в Северен Иран, през Азербайджан, срещу което иранците да му доставят същия обем втечнен природен газ в региона на Персийския залив.

Впрочем, освен от суаповите сделки с втечнен природен газ, Техеран е заинтересован и от възстановяването на петролните суапови сделки с руските компании, декларирайки готовността си да получава до 150 000 барела дневно. От началото на 1998 до 2010 руските петролни компании и на първо място Лукойл, с участието на Туркменистан, Азербайджан и Казахстан, доставяха петрол в пристанище Нека. В средата на 2000-те години, тези петролни суапови сделки (в рамките на които руската компания доставяше ресурси в северните ирански пристанища, срещу доставката на аналогични обеми петрол в южното крайбрежие на Иран) преживяваха своеобразен разцвет. В края на първото десетилетие на ХХІ век обаче, тези доставки на практика бяха прекратени, защото станаха нерентабилни за Иран. Впрочем, през 2010, т.е. след налагането на международните санкции срещу режима в Техеран, петролните суапови сделки станаха невъзможни, но след отмяната на повечето санкции през януари 2016, иранските власти отново поставиха този въпрос. Така, министърът на петролната промишленост на Иран Бижан Намгане изрази заинтересоваността на страната от осъществяване на сделка по формулата "руски петрол срещу ирански стоки".

Впрочем, самата Русия, подобно но Туркменистан, също е заинтересована от възобновяването на суаповите сделки с Иран. Компанията Dragon Oil, чиито мажоритарен акционер е компанията от ОАЕ Emirates National Oil Company (ENOC), вече обсъжда с иранските си партньори (в лицето на националната компания NIOC) възможността за доставки на петрол в Нека. Срещу това иранската страна може да достави на Dragon Oil същото количество петрол за покриване потребностите на основните активи на ENOC в ОАЕ.

Междувременно, Иран (привличайки някои съседни страни) разработва и други маршрути за доставка на енергоносители, конкурентни на аналогичините проекти на останалите каспийски държави. Сред тези проекти е изграждането на газопровода Иран-Пакистан-Индия (IPI), чиято реализация се обсъжда от 90-те години на ХХ век насам. След подписаното през 2006 ядрено споразумение със САЩ обаче, Делхи се отказа от участието си проекта. Въпреки негативното отношение на Вашингтон, след отмяната на санкциите, Техеран възнамерява да реализира проекта под формата на газопровод Иран-Пакистан. През март 2016 газопроводът стигна до пакистанската граница, като Исламабад планира да приключи изграждането на своя участък през 2018. Според подписаното през 2014 споразумение, иранците ще доставят на Пакистан по 7,5 млрд. куб. м газ годишно, като това количество може да нарасне до 10,3 млрд. куб. м.

 

Тръбопроводът Иран-Пакистан-Индия (ІРІ)

 

Изграждането на газопровода Иран-Пакистан е изправено пред множество прегради. Основният регионален конкурент на Иран – Саудитска Арабия, със сигурност ще се опита да провали реализацията на проекта, включително използвйки връзките си с пакистанския премиер Наваз Шариф (отстранен от Върховния съд през юли 2017). Тъй като западните финансови институции се опасяват да инвестират в Иран, газопроводът най-вероятно ще се финансира с китайски средства. Пекин обеща да вложи 46 млрд. долара в развитието на пакистанската енергийна инфраструктура. Все пак, за разлика от IPI, реализацията на конкурентния проект ТАРI, макар да е съпроводена с много проблеми, разполага с геополитическа подкрепа.

Отмяната на свързаните с ядрената му програма санкции позволи на Техеран по-активно да пристъпи към развитието на каспийския шелф и петролногазовата инфраструктура в северните райони на страната. Въпреки това, предвид ограничените финансови ресурси и прекалено предпазливото отношение към допускането на чуждестранни компании до стратегическите сектори на националната икономика, това развитие ще се осъществява постепенно, без резки движения. Най-вероятно, през 2020-те години Иран ще се присъедини към клуба на петролно- и газодобиващите държави от региона на Каспийско море, но делът му ще е несравнимо по-малък от този на Казахстан, Азербайджан или Русия. Въпреки това, развитието на северните пристанища и, най-вече, на пристанището Нека, разработването на континенталния шелф и укрепването на междурегионалните формати на сътрудничество, включително чрез осъществяването на суапови сделки с Русия, Туркменистан и други страни, ще позволи на Иран да постигне по-голямо самообезпечаване и удовлетворяване нуждите на населението в северните му райони.

Каспийските богатства на Русия

В миналото потенциалът на онази част от континенталния шелф, която днес принадлежи на Русия, не се оценяваше като значителен. По съветско време в руския шелф имаше само едно находище, в близост до крайбрежието на Дагестан - Инчхе. Когато през 90-те години Лукойл стартира проучвания в северната част на Каспийско море, малцина очакваха, че този регион ще се превърне в един от водещите в петролно-газовия отрасъл - както благодарение на използването на сложни инфраструктурни решения, така и на усвояването на един стратегически важен сектор.

Предполага се, че запасите на руския каспийски шелф са до 270 млн. т петрол, и 0,5 трлн. куб. м газ. И макар че са значително по-малки от тези на Западен Сибир или Ямалското находище например, те са важни за руската енергетика: усвояването им ще съдейства за развитието на компетенциите в сферата на изграждането на петролногазова инфраструктура и шелфовите сондажи. Освен това, тези запаси могат да се окажат недооценени - до 80-те години геоложките проучвания се осъществяваха от съветските специалисти изключително в шелфовите зони на Азербайджан и Туркменистан, които се смятаха за най-перспективни. Впрочем, предположенията се оказаха обосновани, той като благодарение на тези усилия бяха открити големите находища Бура-Дениз, Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ) и редица други. Лукойл, която в момента е най-голямата руска частна петролна компания, също стартира активността си в Каспийския регион в азербайджанския сектор. И едва по-късно (в резултат от натиска на азербайджанските власти) реши да си пробва силите в руския шелф.

През 1994, когато Лукойл стартира програмата си за проучване на запасите от енергоносители в руския сектор на Каспийско море, този регион не се смяташе за особено привлекателен. Откриването на първото каспийско находите в историята на съвременна Русия съвпадна и с друго знаменателно събитие - откриването на находището Кашаган (1,7 млрд. т петрол) в каспийската зона на Казахстан през 2000-та. Откритото в руския сектор находище "Корчагин" съществено отстъпва по своя мащаб и структура на Кашаган, но въпреки това допринесе за стремителното развитие на каспийската петролна зона. През 2001-2008 бяха открити още 7 находища: "Ракушечное" и "170 км" (2001), Хвалинското и Сарматското (2002), Филановското (2005), Морското и Централното (2008). Лукойл участва във всички тези проекти, с изключение на Морското находище, или като единствен акционер, или като водещ акционер в консорциум.

Тези успехи до голяма степен се дължат на разрешаването от руска страна на най-острия въпрос по отношение на Каспийско море - демаркирането на руско-азербайджанската и руско-казахстанската морски граници. Подписвайки съответния договор с Казахстан през 2001 и с Азербайджан през 2003, Москва съумя да премахне риска, че активността на петролногазовите компании в шелфовата зона ще провокира териториални спорове. Все още обаче липсва всеобхватно споразумение за демаркиране на границите на петте каспийски държави, въпреки уверенията им, че са заинтересовани това да се случи. В средносрочна перспектива не бива да очакваме подписването на подобно споразумение, тъй като то би довело до радикалното преформатиране на силовия баланс в региона на Каспийско море, освен това Русия и Иран са доволни и от сегашното положение.

До известна степен, Лукойл беше принуден да рискува, ангажирайки се с проучванията на каспийските залежи. Още през 90-те години на ХХ век започнаха да се усилват опасенията, че находищата в Западен Сибир, представляващи основните активи на Лукойл и един от най-мощните драйвъри на руския петролно-газов сектор през 70-те и 80-те години на миналия век, постепенно се изтощават и това налага да бъдат намерени алтернативни региона за развитие на добива. Макар че добивът от находищата в Западен Сибир достигна върховите си стойности едва през 2007 и до днес те продължават да осигуряват 58% от съвкупния петролен добив в Русия, Лукойл диверсифицира географията на своята активност, ориентирайки се към Тимано-Печорския басейн, Балтийско море и Каспийския регион. С консолидирането на компанията като водещия руски играч по каспийското направление, и други енергийни корпорации (и най-вече Газпром и Роснефт) започнаха да проявяват интерес към находищата в региона.

Газпром, който е пряко заинтересован от развитието на Каспийския регион във връзка с разработването на гигантското Астраханско газово находище и съответния газопреработващ комплекс, стана част от консорциума за експлоатация на Централното находище, включващ също Лукойл и казахстанската КазМунайГаз. Освен това Газпром е сред акционерите на Каспийската петролна компания (КНК), макар и с минимален дял от 0,2%. КНК, чиито основни акционери са Лукойл и Роснефт (по 49,8%), има лиценз за разработката на находището "Ракушечное", но през последните години почти не демонстрират активност по това направление. Тоест, в бъдеще Газпром едва ли ще отделя кой знае какво внимание на каспийския шелф. Ако все пак реши да инвестира в региона, компанията ще предпочете да го направи в газовите находища на сушата - в Астраханска или съседните и области.

На свой ред, още в началото на 2000-те години Роснефт се стремеше да се закрепи в региона. През 2002 тя получи право да експлоатира находището Курмангази, разположено по протежение на руско-казахстанската демаркационна линия, въпреки че първоначално за фаворит се смяташе Лукойл. Казахстанската страна беше представена от компанията КазМунайГаз. И тъй като находището се намира под юрисдикцията на Казахстан, последваха проточили се няколко години преговори относно инвестиционния режим и детайлите на споразумението за подялбата на продукцията от Курмангази. В крайна сметка обаче, през 2006 се оказа, че сондажите не показват наличие на икономически рентабилни запаси от енергоносители, въпреки предварителните данни за обем до 1 млрд. т петрол. През 2009 беше осъществен нов сондаж, но отново не бяха открити сериозни запаси от енергоносители и проектът беше изоставен.

Въпреки това Роснефт не губи надежда да се включи в подялбата на недрата на каспийския шелф. През 2013 компанията купи 51% от акциите на блока "Лагански", където, освен всичко друго, се намира и Морското находище, чиито петролни запаси се оценяват на 158 млн. барела. И тук обаче, Роснефт се сблъска с определени трудности, тъй като не можа да приключи сделката с продавача - шведската компания Lundin Petroleum, заради наложените междувременно от Запада "секторни санкции", пряко касаещи и Роснефт. В момента експлоатацията на Морското находище е преустановена и ще продължи едва след като условията позволят финализирането на сделката. Тоест, единственият текущ проект на Роснефт в руския шелф на Каспийско море е Рибарското находище, разположено в непосредствена близост до Морското, което компанията експлоатира от 2014 насам, в рамките на създадената през 2007 Каспийска петролна компания, съвместно с Лукойл и Газпром.

Укрепването на позициите на държавните играчи в петролно-газовата сфера не е свързано само с проблемите, имащи пазарен характер. Става дума за забраната частни компании да разработват еднолично руския шелф, която беше наложена от Москва през 2008. На практика, това означаваше, че занапред Лукойл и другите частни компании ще могат да участват в експлоатацията на находищата в Каспийско море само като миноритарни акционери. Все пак, тъй като правителствените постановления нямат обратна сила, разработваните до този момент от Лукойл структури, не могат да бъдат отнети от компанията. Въпреки това, в сравнение с 90-те години, конкурентната среда, в която действат руските частни компании, се влоши забележимо.

Руският сектор на каспийския шелф предлага редица въможности. По някои данни, залежите в непосредствена близост до находището "Корчагин" съдържат още 250-300 млн. т петрол. Трябва да отбележа също, че повечето открити находища в руския сектор на Каспийско море, са плитководни, а именно геоложките проучвания в дълбоководните участъци мога да помогнат за същественото нарастване на съвкупния обем на петролните и газови запаси. През следващите 10-15 години се планират такива проучвания в структурите Хазри, Титонска, Ракушечное, Западно-Сарматската и др. Предвид впечатляващото количество данни и перспективни находища, изглежда още по-странно, че през 2017 се експлоатират само две структури: находищата "Корчагин" и "Филановски".

Първият, влязъл в експлоатация обект в руския сектор на Каспийско море беше находището "Корчагин", добивът от което стартира през пролетта на 2010. Върховата стойност на добива в рамките на първата фаза на разработката на находището - 1,3 млн. т петрол и 1 млрд. куб. м газ годишно беше достигната през 2014. Реализацията на втората фаза на разработката му ще позволи добивът да нарасне до 2,5 млн. т петрол годишно, като това вероятно ще стане през 2018.

През октомври 2016 (след шест години подготвителна работа и 11 години след откриването му) стартира експлоатацията на най-голямото до момента находище от руския участък на Каспийско море - Филановското. Очаква се през 2017 добивът от него да достигне 4,4 млн. т петрол, а през 2018-2019 той да се повиши до 6 млн. т. Експлоатацията на находището ще продължи до 2045. В края на 2016 стартираха първите петролни доставки по петролопровода КТК, който се очертава като основния маршрут за доставка на каспийски петрол. Лукойл държи 12,5% от акциите на КТК, затова има достъп до него. Връзката на КТК с находищата в руския шелф на Каспийско море осигурява на петролопровода до 9 млн. т петрол годишно.

Най-голямото препятствие пред по-нататъшното развитие на каспийския шелф на Русия е сегашното ниво на цените на енергоносителите в света. Докато средната себестойност на петролния добив в Русия е 19 долара за барел, заради сложните климатични условия, необходимостта добивът да се осъществява с ледоустойчиви платформи и доставката на добитите ресурси чрез подводни тръбопроводи или танкери, в каспийския шелф тази стойност скача до 40-50 долара за барел. Впрочем, дори ако станем свидетели на сериозно повишаване на световните цени на енергоносителите, амбициозните руски проекти в Каспийския регион могат да бъдат забавени за неопределено време, тъй като в тях преобладават газовите находища, чиято продукция трудно може да бъде пласирана при сегашната конюнктура.

За разлика от азербайджанския шелф, в който има много петролни находища, в северната част на Каспийско море има най-вече газови находища. С изключение на Филановското находище, в останалите структури преобладават газовите залежи (виж Таблица 3). А, както е известно, руският газов пазар и без това е пренаситен, освен това от 2011 насам газовото потребление в страната стабилно намалява, а Газпром продължава да държи монополни позиции по отношение на износа. Тоест, по примера на експлоатираното в момента находище "Корчагин", газът от каспийските обекти може да бъде доставян само в газопреработвателния комбинат на Лукойл в Будьоновск с цел производството на пропилен или пък (евентуално) в газопреработвателни комбинат на Газпром в Астрахан. Тъкмо това обяснява и решението на Лукойл да отдели първостепенно внимание на петролните обекти в Каспийския регион, предвид вече отработения и далеч по-изгоден механизъм на петролните продажби на компанията.

 

Таблица 3. Находища в руския шелф на Каспийско море

Находище

Открито през

Запаси от петрол (млн т)

Запаси от газ (млрд куб. м)

Начало на добива

Тип

Собственик

Максимален добив

Филановско

2005

153,1

39,8

2016

Шелф

100% Лукойл

2019

„Корчагин”

2000

16,4

44

2010

Шелф

100% Лукойл

2015

Централно

2008

90

н/д

-

Шелф

25% - «Газпром», 25% Лукойл, 50% - КазМунайГаз

-

Сарматско (Ю.С. Кувикин)

2002

-

168

2026

Шелф

100% Лукойл

-

Ракушечное

2001

30

39

2022

Шелф

100% Лукойл

-

Хвалинско

2002

36

332

Отложено (планирано за 2016)

Шелф

50% Лукойл, 25% «КазМунайГаз», 17% Total, 8% Engie

отложено

170 км

2001

4

16

-

Шелф

100% Лукойл

-

Морско

2008

12

0,7

-

Шелф

100% Петроресурс

-

Инчхе

1973

9

1,2

-

Шелф

Неразпределен фонд на руското Министерство на природните ресурси и екологията

-

Курмангази

 

Не са открити

Не са открити

-

Шелф

50% «РН-Експлорейшън», 50% «КазМунайГаз»

-

 

Още в началото на 2010-те години Лукойл възнамеряваше да постигне до 2017 добив на газ от 6 млрд. куб. м годишно, след въвеждането в експлоатация на водещите находища. Очакваше се например, че Сарматското находище ще осигури добив от 4 млрд. куб. м годишно, докато добивът от Филановското находище и находището "Корчагин" трябваше да достигне, съответно, 1 и 1,2 млрд. куб. м. Само че влизането в експлоатация на Сарматското находище беше отложено за 2016, а върховото равнище на добива от находището "Корчагин" беша достигнато през 2015-2016. Експлоатацията на Хвалинското находище, разполагащо с най-големи запаси от газ, измежду всички открити досега находище в руския шелф на Каспийско море, също беше отложено за неопределено време.

Възникването на по-благоприятни условия за експлоатация на находищата и появата на но нови експортни пласментни пазари, включително благодарение премахването на експортния монопол на Газпром или по-голямото ангажиране на други компании, може да промени сегашната ситуация в положителна посока. Бяха необходими 5-6 години за влизането в експлоатация на първите две разработвани находища, вероятно толкова ще са необходими и за реализацията на следващите проекти. При това следва да се отчита влиянието на природния фактор в Каспийския регион. Така например, докато през 60-те и 70-те години на миналия век беше фиксирано понижаване на морското ниво, през 1978-1995 станахме свидетели на неочакваното му покачване. Също толкова нестабилни са и климатичните условия в региона - през зимата северната част на Каспийско море замръзва, което съществено затруднява добива. Именно поради това платформите, от които се осъществява добивът от находищата "Корчагин" и "Филановски", са ледоустойчиви.

За разлика от казахстанския петрол и туркменския газ, една част от които може да се изнася за Китай, руските енергоносители ще се използват на вътрешния пазар или пък ще се изнасят през черноморските пристанища на Русия. Въпреки, че Каспийският регион има опит в петролния транзит чрез тръбопроводната система на Транснефт, основният маршрут на доставките ще бъде Каспийският тръбопроводен консорциум (КТК). Както вече споменах, той свързва находищата в Западен Казахстан (началната му точка е находището Тенгиз) с черноморското крайбрежие, откъдето (от руския морски терминал "Южна Озереевка") се изнася в чужбина. Капацитетът на КТК скоро ще бъде разширен съществено, като в края на 2017 ще достигне 67 млн. т петрол годишно, освен това ще се утрои броят на петролните помпени станции (15) и ще бъде удвоен резервоарният парк на Морския терминал (до 1 млрд. куб. м).

Впрочем, добитите в руския шелф ресурси могат да бъдат транзитирани и по тръбопроводната система на Транснефт, но поредицата от инциденти напоследък намалиха привлекателността на този сценарий за Лукойл. Както е известно, компанията използваше петролопровода Махачкала-Новоросийск за транзита на добития от находището "Корчагин" петрол, но поради големите съпътстващи загуби на петрола при транзита и съхраняването (през миналата 2016 те бяха седем пъти по-високи от нормата), Лукойл се преориентира към петролопровода Баку-Тбилиси-Джейхан. Има вероятност и транзитът на казахстански и туркменистански петрол да бъде пренасочен към други маршрути, лишавайки едно от ключовите предприятия на Дагестан от основния му източник на приходи.

Впрочем, сътрудничеството с Транснефт е възможно и по северното направление, макар че и тук компаниите-износители се сблъскват с множества проблеми. Така например, качеството на лекия и беден на сяра каспийски петрол е по-високо от това на сорта Urals (плътността на първия е около 44-45 градуса АРІ, а на втория 32-44 градуса), получаван при смесването им в системата на Транснефт и продаван в балтийските и черноморски пристанища на Русия, затова петролните компании биха понесли неоправдани загуби, ако склонят да предприемат подобна стъпка. От друга страна, съдържанието на парафини в каспийския петрол е 1,5 пъти по-високо, отколкото позволения таван на сорта Urals, което също усложнява евентуалното сътрудничество. Следва да отбележа също, че право да транзитират енергоносители по тръбопроводната система КТК имат само акционерите в консорциума (КазМунайГаз, Шеврон, Лукойл, ExxonMobil, Роснефть, Shell, Eni и др.), затова, ако други руски компании също започнат добив от каспийския шелф, ще се наложи да се търси някакъв компромисен вариант.

В бъдеще, интересът към Каспийския регион може да нарасне в резултат от разработването на находището Великое, открито през 2013 край Астрахан. По данни от 2016, то съдържа 331 млн. т петрол и 99 млрд. куб м газ, т.е. това е най-голямото петролно находище, открито в Русия през последните 20 години, и се намира на дълбочина 5100 метра. Освен това, по предварителни данни, съдържанието на сяра в енергоносителите от находището Великое е по-ниско, отколкото в разположеното наблизо Астраханско газокондензатно находище. Интензифицирането на геоложките проучвания и откриването на нови подсолни залежи, може да даде допълнителен тлсзък за развитието на Каспийския регион.

Истината е, че руският участък от Каспийско море никога няма да може да претендира за глобалните позиции, с които разполагаше по съветско и дори постсъветско време, Азербайджан - регионалният конкурент на Русия. Въпреки това, разработването на находищата в руския сектор на Касхийско море, както и в прикаспийските зони на Руската Федерация, е обективна необходимост. На първо място, защото регионът ръзполага със значителни залежи от енергоносители, немалка част от които въобще не е проучена. На второ място, руските власти също са заинтересовани от всестранното развитие на Каспийския регион и правят всичко възможно (включително, чрез данъчни облекчения и други стимули) за постигането на тази цел. На трето място, на фона на международните санкции и неспособността на руските компании да реализират пълноценно проучването и добива на петрол и газ без използването на чуждестранни технологии, като единствено правилно решение се очертава развитието на собствен индустриален клъстер, обслужващ интересите на енергетиката на Русия (и не само нейните), както и локализацията на продукцията.

 

Бележки:

 

  1. Anan Y., Kunito T., Ikemoto T. et al. Elevated Concentrations of Trace Elements in Caspian Seals (Phoca Caspica) Found Stranded During the Mass Mortality Events in 2000. Arch. Environ. Contam. Toxicol. 2002, Volume 42.
  2. След предварителното проучване през 2004, операторът на проекта ExxonMobil обяви, че в находището са открити "недостатъчни за търговска експлоатация" запаси, въпреки че първоначалните азербайджански прогнози бяха за 300 млрд. м3 природен газ и 140 млн. тона петрол. След почти десетгодишен застой, през 2013 Statoil прояви интерес към разработката на находището, споразумявайки се със SOCAR за съвместната експлоатация на Зафар-Машал.
  3. Лукойл е оператор и основен акционер в проекта Ялама (Блок D222) според Споразумението за подялба на продукцията от 1997.
  4. О Anceschi L. Turkmenistan’s Foreign Policy: Positive Neutrality and the Consolidation of the Turkmen Regime. Central Asia Research Forum. Routledge, 2008. P.87.
  5. Argus FSU Energy. 15 September 2016, p.2.
  6. Argus FSU Energy. 8 December 2016. P.3.
  7. В North Caspian Operating Company (NCOC) влизат следните компании: 16,81% - Royal Dutch Shell, Total, ENI, ExxonMobil; 8,4% - «КазМунайГаз», «Самрук-Казына»; 8,33% - CNPC; 7,56% - INPEX.
  8. Проучвателният сондаж STP-1 през 2015 не показа наличието на енергоносители.
  9. Filanovsky Field Launch in Russia’s North Caspian Offshore Sector is a Key Milestone. IHS Energy Strategic Report, September 2016.

 

* Авторът е известен унгарски енергиен експерт, консултат в MOL Group