Архив меток: socar

kavkazoved.info: Месторождение нефти Азери-Чираг-Гюнешли и «грубые ошибки» British Petroleum

От редакции: 20 сентября текущего года в Баку состоялась торжественная церемония, посвященная 20-летию «Контракта века» и закладке «Южного газового коридора». Характеристики последнего проекта ранее рассмотрены в статье кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». По заказу «Научного общества Кавказоведов» этим специалистом выполнен анализ состояния и перспективы развития «Контракта века».

Введение

В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.) рассмотрены состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз – добыча газа и конденсата на одноименном месторождении в азербайджанской акватории Каспия. Его анализ выполнен по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Второй мегапрект Азербайджана – добыча нефти на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. Основная проблема здесь – падение дебитов нефти в добывающих скважинах. Для поддержания давления в разрабатываемых пластах в них закачивают попутный нефтяной газ и воду. Но в статье для «Однако» не удалось оценить перспективы развития мегапроекта.

Главная трудность выполнения анализа состояний мегапроектов Каспийского региона – отсутствие информации. «Засекречено» все – от данных по геолого-промысловым характеристикам продуктивных пластов до схем расположения эксплуатационных скважин на добывающих платформах. Эта информация имеет геополитическое значение. Тем не менее, в ходе составления настоящей статьи удалось собрать данные, минимально необходимые для оценки перспектив развития мегапроекта Азери-Чираг-Гюнешли.

Общие сведения

В 1981–1987 гг. в акватории Каспия к востоку от Апшеронского полуострова открыты три месторождения нефти – Азери, Чираг и Гюнешли (Рис. 1). В 1994 г. подписано соглашение (на основе СРП – соглашения о разделе продукции) по их разработке (проект «АЧГ») между консорциумом (Азербайджанская Международная Операционная Компания – АМОК) и Азербайджаном. Консорциум (по состоянию на 01.01.2014 г.): английская BP (оператор, 35,8%), американская Chevron (11,3%), японская Inpex (11,0%), японская Itochu (4,3%), американская ExxonMobil (8,0%), индийская ONGC Videsh Ltd (2,7%), Государственная нефтяная компания Азербайджана ГНКАР (11,6%), норвежская Statoil (8,6%) и турецкая TPAO (6,8%). Соглашение получило неофициальное название «Контракт века». Оно будет действовать до 2024 г.

Добыча нефти по проекту «АЧГ» начата в 1997 г. с платформы Чираг. Её поставки на мировой рынок осуществляются по нефтепроводам Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. На сегодня промысловая инфраструктура включает 6 морских платформ (перечислены с востока на запад): Восточное Азери, Центральное Азери, Западное Азери, Чираг, Западный Чираг и Глубоководное Гюнешли. Нефть с пяти платформ добывается на условиях СРП 1994 г. Нефть с платформы Западный Чираг (добыча начата 30 января 2014 г.) – по проекту Chirag Oil Project («COP»), который АМОК реализует в пределах лицензионного блока «АЧГ», но на других условиях, чем СРП 1994 г. Нефть и газ с морских платформ поступает на Сангачальский терминал. Площадь блока «АЧГ» 432 кв. км. Он не включает самую западную часть месторождения Гюнешли (Мелководное Гюшншли). На нем добычу нефти ведет ГНКАР.

Рис. 1 — Месторождения нефти, газа и конденсата азербайджаного сегмента Каспия (месторождения в прибрежной полосе не показаны). Месторождения (Н — нефть, Г — газ, К — конденсат): 1 — Ашрафи (Н); 2 — Карабах (Н); 3 — Азери-Чираг-Гюшешли (Н); 4 — Абшерон (Г+К); 5 — Шах-Дениз (Г+К); 6 — Умид (Г+К); 7 — Зафар-Машал (Н).
Нефтепроводы: 1 — Баку-Новороссийск; 2 — Баку-Супса; 3 — Баку-Тбилиси-Джейхан.
Газопровод: 4 — Баку-Тбилиси-Эрзурум.

Азери-Чираг-Гюнешли – это одно месторождение нефти, которое приурочено к антиклинальной структуре, сформированной на Апшеронском пороге. Последний ограничивает Южно-Каспийскую впадину с севера. Высота структуры до 1500 м. Основным нефтеносным комплексом во впадине и на Апшеронском пороге является «продуктивная» толща плиоцена (чередование песчаных коллекторов и глинистых покрышек) мощностью от 1,2 до 4,0 км. В пределах запанного борта впадины имеется зональность по глубине типов месторождений углеводородов: зоны преимущественного нефтенакопления на глубинах до 2500 м, нефтегазонакопления – 2500-4500 м, преимущественного газонакопления – 4500-7000 м и исключительного газонакопления – свыше 7000 м.

Месторождение Азери-Чираг-Гюнешли расположено в 90 км к востоку от Апшеронского полуострова. Глубина моря в его пределах – 110-220 м. Нефтеносные горизонты залегают на глубинах от 2500 м до 3000 м ниже дна моря. Размеры месторождения – 5х48 км. Горизонты, залегающие ниже нефтяной залежи, газоносные. Извлекаемы запасы оценены в 930 млн. т нефти и 0,6 трлн. куб. м свободного газа. До заключения СРП запасы составляли 500 млн. т нефти. По данным ВР запасы нефти блока «АЧГ» превышают 540-700 млн. т (для нефти «АЧГ» 7,4 барр. = 1 т).

Нефть и деньги

01.01.2014 г по проекту «АЧГ» добыто 325,7 млн. т нефти (по другим данным – 322,4 млн. т). На 01.10.2013 объем прибыльной нефти Азербайджана составил 165 млн. т. (всего добыто на эту дату 318 млн. т). Добыча нефти по проекту «АЧГ» увеличивалась быстрыми темпами (Рис. 2). Ее объем в период с 2004 г. (7,6 млн. т) до 2007 г. (32,9 млн. т) возрос в 4,3 раза. Но …. 10 октября 2012 года президент Азербайджана Ильхам Алиев выступил на заседании Кабинета Министров. Его речь в части добычи нефти по проекту «АЧГ» была не по-восточному жёсткой и конкретной. По отношению к АМОК пять раз прозвучало слово «ошибки» в том числе три раза в сочетании «грубые ошибки». В результате «ошибок» не выполнены планы добычи нефти: 2009 г. – 46,8/40,3 млн. т (план/факт); 2010 г. – 42,1/40,6 млн. т; 2011 г. – 40,2/36,0 млн. т. Не выполняется и план 2012 г. Недополученная прибыль Азербайджана составила $8,1 млрд. Президент также сообщил об изменении с середины 2008 г. распределения прибыльной нефти в пользу Азербайджана (70% – Азербайджану, 30% – АМОК) и отметил, что отклонение реальных показателей от плановых началось сразу после этого события.

Рис. 2. Структура добычи нефти по проекту “АЧГ” в 2001-2013 г.г.
Красными кружками обозначены пики добычи нефти на морских платформах.

Действительно ли АМОК допустила «грубые ошибки» в планировании добычи нефти по проекту «АЧГ»? Максимальная ее добыча планировалась в 2009 г. Достигнута в 2009-2010 гг. и составила 40,3-40,6 млн. т (86,8% от планируемой). Начало резкого спада добычи нефти планировалось с 2010 г. – на 10,0% относительно 2009 г. Но спад начался в 2011 г. – на 11,3% относительно 2010 г. В целом это удовлетворительное совпадение плановых и фактических показателей для проектов разработки крупных месторождений нефти и газа. Ильхам Алиев привел в своей речи и экономические показатели проекта «АЧГ». В освоение и разработку блока консорциум вложил $28,7 млрд., а его доход составил $73,0 млрд. И это на 12-й год с начала добычи нефти! Здесь мы видим не «грубые ошибки», а высочайший уровень профессионализма специалистов АМОК (ВР). Доходы Азербайджана от СРП «АЧГ» тоже велики. На 01.07.2014 г. в его Государственный нефтяной фонд поступило $102,8 млрд.

К концу 2012 г. между Азербайджаном и АМОК были достигнуты соглашения относительно мероприятий по стабилизации добычи нефти на блоке «АЧГ». Они включали бурение новых эксплуатационных скважин в проекте «АЧГ» и строительство платформы Западный Чираг. По проекту «АЧГ» в период 2007–2013 гг. добыто 75–80% всей нефти Азербайджана. А 65% от общего объема добычи нефти ГНКАР приходится на Мелководную Гюнешли. Всего мегапроект Азери-Чираг-Гюнешли дает 91-93% нефти Азербайджане и речь идет о стабилизации ее добычи в республике.

Как уже сказано, строительство платформы Западный Чираг выполнено в рамках проекта «COP». Вложения в него составили $6 млрд. ($4 млрд. – на строительство платформы и $2 млрд. – на бурение эксплуатационных скважин). В 2014 г. будут добурены до продуктивных отложений и введены в эксплуатацию 6 скважин, остальные 8 – в 2015-2016 гг. В 2014 г. планируется добыть 3 млн. т. нефти. Добыча на «планке» составит 8,2 млн. т. На 01.07.2014 г. на платформе работало 4 добывающие скважины. Их суммарный дебит – 50 тыс. барр./сут. В пересчете на год это даёт 2,5 млн. т нефти. Состояние развития этого проекта можно будет оценить только в начале 2015 г. В целом на начало сентября текущего года по проектам «АЧГ» и «COP» добыто 345 млн. т. нефти.

Капитальные затраты АМОК в проект «АЧГ» в 2013 г. составили $2,5 млрд. Такие же затраты были и в 2012 г. В 2014 г. капитальные затраты планируются в объеме $2,07 млрд. Скорее всего, капитальные затраты 2012–2013 гг. сделаны в рамках мероприятий по поддержанию добычи нефти (бурение новых скважин). Итого, вложения в стабилизацию добычи нефти на блоке «АЧГ» за два года составили $11,0 млрд. При этом увеличение добычи нефти в 2014 г. и последующий период не предполагается. Борьба идёт за замедление её спада. В 2013 г. эта цель достигнута. Добыто 32,2 млн. т, что всего на 2,2% меньше, чем в 2012 г.

Можно оценить и прибыль АМОК в 2012-2013 гг. Операционные расходы в 2012 г. в проекте «АЧГ» составили $725 млн. Примерно эта же сумма была и в 2013 г. Азербайджанская нефть Azeri Light, транспортируемая по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан, продается под маркой BTC FOB Ceyhan. В 2013 г. ее среднемесячная цена составила $110,8 за 1 барр. Плата за транспортировку по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан – $6 за 1 барр. Плата за транспортировку по трубопроводу Баку-Супса меньше. Операционные расходы по продаже нефти – примерно $1 за 1 барр. Итого, цена нефти с учетом отмеченных издержек равна примерно $104 за 1 барр. ($770 за 1 т). Для покрытия годовых операционных расходов АМОК нужно продать примерно 1 млн. т нефти. Остальная добытая нефть является прибыльной. Доля АМОК составляет 30%. В 2012 г добыто 32,9 млн. т. Прибыльная нефть АМОК – 9,6 млн. т. Ее цена – $7,7 млрд. В 2013 г. – 9,4 млн. т. и $7,2 млрд. соответственно. За два года прибыль АМОК составила 14,6, а капитальные затраты – $11 млрд. Итого, чистая прибыль – $3,6 млрд. И ее в ближайшие годы можно увеличить. Это очень просто. Не нужно строить новые нефтедобывающие платформы.

Динамика добычи нефти

Состояние разработки залежей нефти блока «АЧГ» представлено на рисунке 2. Цифры добычи нефти с морских платформ в период 2001–2013 гг. взяты из ежегодных отчетов ВР, оператора проекта «АЧГ». Добыча нефти в Азербайджане – с сайта ВР. Последние данные ВР немного отличаются от официальной статистики Азербайджана. Но цифра добычи нефти в Азербайджане в 2013 г. из последнего отчета BP «Statistical Review of World Energy 2014» какая-то странная – 46,2 млн т. В соответствии с ней рост добычи относительно 2012 г. составил 1,2%. Такого не может быть. Структура добычи нефти и конденсата в Азербайджане считается «на пальцах». По данным Азербайджана в 2013 г. добыто 43,5 млн т, что незначительно больше, чем в 2012 г. Последняя цифра приведена на графике, показанном на рисунке 2. В конце 2013 г. заместитель министра экономики и промышленности Севиндж Гасанова сообщила, что средняя планируемая добыча нефти в Азербайджане в период 2014–2017 гг. составляет 40,5 млн. т.

Как будет складываться динамика добычи нефти на блоке «АЧГ»? Для ответа на этот вопрос нужно выполнить несложный анализ выборки данных (Табл. 1 и 2), которая сформирована по разрозненным сообщениям на официальных новостных сайтах (главным образом, 1news.az, http://www.1news.az/economy/oil_n_gas/). Эти данные выверены по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана и отчетам ВР.

На «АЧГ» имеется три вида эксплуатационных скважин: добывающие, газо- и водонагнетательные. (часть газа, растворенного в нефти, после сепарации закачивается в продуктивные пласты). Вся совокупность скважин обеспечивает определенный объем добычи нефти за определенный календарный период. Исход из этого, мы имеем три ключевых параметра: общая добыча нефти с платформы в год и в квартал, дебиты добывающих скважин и добыча нефти в сутки на одну эксплуатационную скважину. Все в размерности «тыс. баррель в сутки – тыс. барр./сут.». По их динамике в последние годы можно составить представление и о состоянии добычи нефти на «АЧГ», и о будущих ее перспективах.

Темп снижения средней добычи всех эксплуатационных скважин проекта «АЧГ» в период 2010-2013 гг. составил 11% в год (32% за три года и 11 % в 2013 г.) (Табл. 1). Стабилизация добычи нефти в 2013 г. достигнута за счет увеличения числа эксплуатационных скважин на 25,5% (с 94 в начале года до 118 в его конце). Положительная динамика отмечается только на платформе Глубоководная Гюнешли, где добыча на одну эксплуатационную скважину в 2013 г. возросла на 14% по сравнению с 2013 г. Это достигнуто за счет ввода в эксплуатацию 5 новых добывающих скважин. Скорее всего, число их больше, поскольку на платформе увеличилось и число водонагнетательных скважин (с 10 до 14). Можно предположить, что несколько малодебитных добывающих скважин переведены в нагнетательные.

— —
Таблица 1.
Проект «АЧГ». Динамика добычи нефти и числа эксплуатационных скважин в 2009-2013 г.г.

Число скважин приведено на начало года (для 2012 г – на 01.04): Д – добывающие; В – водонагнетательные; Г – газонагнетательные.

В графе «добыча» приведено среднее число эксплуатационных скважин в год (для 2013 г. – средневзвешенное по кварталам).

Размерности: т.б/с — тыс. баррель в сутки; т.б/с/с — тыс. баррель в сутки на одну эксплуатационную скважину: м.т – млн. тонн в год.
— —

Более показательна динамика добычи по проекту «АЧГ» по кварталам 2013 и первой половины 2014 гг. (Табл. 2) На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. 2013 г. составляло 10, а в II кв. 2014 г. – 13. Однако, общая добыча с нее уменьшилась на 7,1% (с 70 до 65 тыс. барр./сут.). Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин. За год они уменьшились на 26,8% (I/I кв.) – 27,2% (II/II кв.). Примерно эти же цифры получаются и для всех эксплуатационных скважин. Снижение средней добычи составило 28,0% (I кв 2013 г. – II кв. 2014 г.). В 2013 г. общая добыча на платформе упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. барр./сут. (II кв.2014 г.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти – 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в 2014 г. удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию 5 новых скважин компенсировать снижение их среднего дебита.

— —
Таблица 2.

Проект «АЧГ». Динамика числа эксплуатационных скважин и добычи нефти в 2013 г.

Примечания. В графе «Дебиты I / IVкв.» приведена динамика среднего дебита всех эксплуатационных скважин (динамика среднего дебита добывающих скважин) и [динамика среднего дебита добывающих скважин в пересчете на год]. В графе «Добыча I/IVкв.» приведена динамика добычи I/IVкв., (динамика добычи в пересчете на год) (*)
— —

Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе Центральное Азери высокий – 6,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). В I кв. 2013 г. на ней было 14-15 добывающих скважин, Во II кв. 2014 г. – 17-18. На одну скважину увеличилось число нагнетательных скважин. Ввод новых добывающих скважин позволил удержать их средние дебиты от резкого падения (у новых добывающих скважин высокие дебиты нефти, которые плавно сжижаются в период ее эксплуатации). Оно составило 2,8% (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). Добыча нефти на платформе возросла на 13,8 (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). При этом, добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. То есть, в 2013 и первой половине 2014 г. удалось изменить динамику уровня добычи с отрицательной на положительную. Но удержать ее не удалось. Средняя суточная добыча с платформы в II кв. 2014 г. показала небольшое снижение относительно I кв. Представляется, что в ближайшие годы удастся удерживать уровень добычи с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется ежегодно увеличивать число эксплуатационных скважин на 4.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составило 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче, составило 13,2% (I/I кв.) – 16,1% (II/II кв.). Здесь мы имеем дело с ускорением ее падения.

Падение добычи нефти с платформы Восточное Азери в 2013 г. – 29,2% (I/I кв.) – 29,5% (II/II кв.), произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин на 32,2% (I/I кв.) – 29,4% (II/II кв.). Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось. Можно смело предполагать, что на платформе Восточное Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в 2007 г. То есть, резкое падение добычи произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

Добыча нефти на Глубоководном Гюнешли начата в 2008 г. Ее пик (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на платформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 12,5% (I/I кв.) – 11,6% (II/II кв.). Но при этом средняя добыча эксплуатационных скважин уменьшилась на 15,0% (I/I кв.) – 13,1% (II/II кв.). Уменьшились и средние дебиты добывающих скважин на 17,5% (I/I кв.) – 7,1% (II/II кв.). То есть, ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин не привело как и на платформе Центральное Азери к росту средних дебитов скважин. Это свидетельствует о том, что начальные дебиты новых скважин относительно низкие. Скорее всего, это связана с падением давления в продуктивных пластах. Для добычи нефти с платформы на достигнутом уровне необходимо вводить в эксплуатацию новые добывающие скважины.

Средняя добыча нефти всех эксплуатационных скважин на пяти платформах проекта «АЧГ» в 2013 г. по отношению к 2012 г. уменьшилась на 11%. Однако, падение ее добычи было небольшим – всего 2,1%. Это достигнуто за счет увеличения числа эксплуатационных скважин в 2013 г с 94 до 118. По поквартальным показателям дебиты эксплуатационных скважин снизились на 21,4% (I/I кв.) – 18,8% (II/II кв.), добыча – на 4,1% (I/I кв.) – 7,6% (II/II кв.). В период IV кв 2013 г. – II кв. 2014 г. удалось стабилизировать средний дебит эксплуатационных скважин на уровне 5,5-5,6 тыс. барр./сут. Это достигнуто резким увеличением числа добывающих скважин начиная с II кв. 2013 г. На его начало их было 64. На начало I кв. 2014 г. – 81. Рост на 26,6%. Но потом их число начало сокращаться и на начало III кв. 2014 г. составило 76. Общее число эксплуатационных скважин в 2014 г. тоже сокращается (с 118 до 113). Это даст падение добычи нефти по проекту «АЧГ» в 2014 г. (относительно уровня 2013 г.) минимум на 5% (1,6 млн т).

В первом полугодии 2014 г. на пяти платформах проекта «АЧГ» добыто 16,0 млн т нефти. В 2013 г. – 16,4 млн т. В 2010 г. (год пика добычи на «АЧГ») – 20,2 млн т. Падение добычи в 2014 г. по отношению к 2013 г. составило 2,4%, по отношению к 2010 г. – 20,8%. Массовый ввод в эксплуатацию скважин начался со II кв. 2013 г. Это и позволило сократить падение уровня добычи в 2014 г. Можно принять, что отношение добычи в первом полугодии 2013 г. к 2012 г. – 18,8%, характеризует естественный процесс ее падения. Эта дает 6,3% в год.

ГНКАР подготовила программу на 2013-2015 гг. по стабилизации и увеличению объемов добычи на своих месторождениях. В соответствии с ней, на Мелководном Гюшешли планируется пробурить 20 новых скважин. На конец 2013 г. 6 скважин сданы в эксплуатацию, 5 – находилось в процессе строительства. То есть, на Мелководном Гюнешли наблюдается та же картина, что и на блоке «АЧГ» – форсированное наращивание количества эксплуатационных скважин. Бурение новых скважин позволило ГНКАР добыть в первой половине 2014 г. 4,2 млн т нефти, что на 1.2% больше, чем в соответствующий период 2014 г. Всего в 2013 г. объем бурения ГНКАР составил 142,7 тыс. м, в том числе 135,7 тыс. м – эксплуатационное и 7,0 тыс. м – разведочное. В 2013 г. ГНКАР добыла 8,34 млн. т нефти. Сообщалось, что 65% ее дает Мелководное Гюнешли. То есть, на нем добыто примерно 5,4 млн. т. Разработка месторождения ведется с 1980 г. По состоянию на начало 2014 г. здесь добыто 162,3 млн. т нефти.

Динамику добычи нефти по проекту «АЧГ» можно оценить и по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана. В I кв. 2014 г. по данным контрольно-измерительных приборов из Азербайджана экспортировано 8,093 млн т. нефти, а в I кв. 2013 г. – 8,501 млн т. Снижение составило 4,8%. Последняя цифра характеризует снижение добычи нефти по проекту «АЧГ» и в целом на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. За семь месяцев текущего года экспортировано 13,79 млн т нефти, что на 3,8% ниже показателя за аналогичный период 2013 г. Данные Государственного комитета по статистике Азербайджана, более оптимистичные. В первом полугодии 2014 г. в Азербайджане добыто 21,22 млн. т нефти и газового конденсата, что на 2,7 % ниже показателя аналогичного периода 2013 г.

Прогноз

Имея приведенные выше данные, можно дать прогноз динамики добычи нефти в проекте «АЧГ». Борьба за ее «плавный спад» путем бурения десятков скважин (американские нефтяники такую ситуацию называют «drill baby, drill») не имеет смысла. Здесь речь может идти только об оптимизации эксплуатации месторождения на стадии падающей добычи по параметру «добыча максимального объема нефти». Падение добычи в ближайшее время будет на уровне 8-9% в год (в 2014 г. – 5%). То есть, «восстановится» та динамика падения уровня добычи, которая была в 2011-2012 гг. Такая же динамика будет и на Мелководном Гюнешли. Рост добычи нефти по проекту «COP» (платформа Западный Чираг) не сможет компенсировать негативную динамику на других платформах. Но, в какой мере «не сможет», покажут результаты 2014 г.

Будут ли построены новые добывающие платформы на блоке «АЧГ»? Скорее всего, нет. СРП подписано до 2024 г. и Азербайджану нет никакого резона его продлевать. С другой стороны, АМОК нет смысла делать большие вложения в проект «АЧГ». За оставшиеся годы действия СРП они не окупятся. Других проектов, добыча нефти по которым может компенсировать падение добычи на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли, в Азербайджане не имеется. То есть, добыча нефти в республике будет падать быстрыми темпами. Будут «пустеть» имеющие стратегическое значение нефтепроводы Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. Будет «истощаться» поток нефтедолларов в Азербайджан. Такова природа СРП. Добывающие компании заинтересованы в том, чтобы быстро получить прибыль на вложенные капиталы. Максимально быстро и в максимальном же объеме. Этот сценарий как раз и реализован специалистами АМОК (ВР), имеющими высочайшую профессиональную квалификацию в создании СРП. Никаких «грубых ошибок» они не сделали.

(*) Добыча нефти на Глубоководной Гюнешли начата в конце апреля 2008 г. Пик добычи (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на пласформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 30%. Произошло и увеличение дебитов скважин на 14,0% (за счет новых добывающих скважин). Однако поквартальная динамика в 2013 г. не такая оптимистичная. Добыча нефти с платформы увеличилась на 12,9%. Однако, средний дебит добывающих скважин снизился на 20,0%. Для добычи нефти с платформы в 2014 г. на уровне 2013 г. необходимо ввести в эксплуатацию еще 6 скважин.

Резкое падение добычи нефти с платформы Восточная Азери (на 37,0%) в течение 2013 г. произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин – с 9,2 тыс. т/с в I кв. до 6,4 тыс. т/с в IV кв. Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,9 тыс. т/с (IV кв.). Падение добычи в 2013 г. относительно 2012 г. составило 20,3%. И здесь явно просматривается ускорение в 2013 г. падения добычи нефти. Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составила 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче 2013 г. составило 14,4%. Причина та же – падение дебитов добывающих скважин на 30,4%. Но, возможно, рост числа добывающих скважин в IV кв. с 17 до 20 пришелся на его конец и формально рассчитанная нами цифра не отражает реального положения дел. Но дата ввода в эксплуатацию новых скважин никак не влияет на цифру общего падения добычи с платформы в 2013 г. Здесь мы имеем дело с ее ускорением.

Снижение дебитов добывающих скважин на платформе Центральное Азери на 12% компенсировано вводом в эксплуатацию 3 добывающих скважин. В результате получен прирост добычи нефти на 3,6% при его расчете по квартальной добыче. В целом же добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. Здесь в 2013 г. удалось изменить динамику добычи с отрицательной на положительную. Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе – 6,5 тыс. т/с (IV кв.) высокий. Представляется, что в ближайшие годы в удастся удерживать уровень добычи с нее на «плавном спаде». Но ля этого потребуется вводить в эксплуатацию по 4 скважины в год.

На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. — 10, а в IV кв. – 13. Однако общая добыча с нее уменьшилась на 9,5%. Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин на 38,1% (здесь и далее в пересчете на год). В 2013 г. общая добыча упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. т/с (IV кв.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти 25 октября 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в этом году удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию новых скважин компенсировать снижение среднего дебита эксплуатационных скважин на 28% увеличением их числа на эту же величину. То есть, потребуется ввести в эксплуатацию 4-5 новых скважин.

На платформе Центральное Азери стабилизация добычи достигнута за счет увеличения числа добывающих скважин с 14 до 17. А на платформе Западное Азери увеличение числа добывающих скважин с 16 до 20 не предотвратило падение добычи на 17,0% в пересчете на год. Восточное Азери.

Можно смело предполагать, что на платформе Восточная Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в феврале 2007 г. То есть, резкое падение добычи нефти произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

http://www.kavkazoved.info/news/2014/10/13/azeri-chirag-guneshli-i-grubye-oshibki-british-petroleum.html
http://aftershock.su/?q=node/262985

Реклама

Благотворительность ГНКАР

Азербайджан
решено, что на территории страны газоснабжение всех мечетей и религиозных храмов, принадлежащих другим конфессиям, будет бесплатным.
http://spectat.livejournal.com/368908.html

ГНКАР обязалась в течение года снабжать религиозные учреждения Грузии газом бесплатно
и детские сады тоже
http://spectat.livejournal.com/369844.html

— — — —


http://iv-g.livejournal.com/948920.html

— — — —
в 2001-м (а если точнее, то на непубличном уровне гораздо раньше) покойный Гейдар Алиев, земля ему пухом, огласил разработанную и запущенную на не публичном уровне программу «проведения многопрофильных работ» с влиятельными представителями общественно-политических, культурных кругов России, организации PR-акций в российских СМИ, нейтрализации опасной для Азербайджана информации, назвав ее «важнейшей задачей XXI века».
http://putnik1.livejournal.com/2450740.html

Согласно данным ФМС в России находятся:
Всего в России:
Азербайджанцев — 620 000 человек, из них 414 000 мужчин и 206 000 женщин (Ж/М — 50%)
Т.е. в России по состоянию на октябрь 2012 года находится:
— 6,5% населения Азербайджана
В 1989 — 2010 гг. численность граждан России следующих национальностей изменилась следующим образом:
Азербайджанцы: было 336 000 стало 603 000 (+267 000)
возрастная структура населения Азербайджана
данные переписей населения РСФСР и РФ 1989 и 2010 гг.
http://www.fms.gov.ru/about/statistics/foreign/
http://rusanalit.livejournal.com/1725706.html

Азербайджан: Итоги 2012 года


1news.az/economy/oil_n_gas/

По состоянию на 1 января 2012 года в Азербайджане обнаружено 81 нефтегазовое месторождение. В настоящее время Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) осуществляет эксплуатацию 58 месторождений, 23 месторождения по различным причинам не эксплуатируются, а эксплуатация некоторых – прекращена. Эти данные опубликованы в отчете о деятельности Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) за 2011 год. Из них 40 месторождений находится на суше, а 18 месторождений – в море. В отчете отмечается, что с начала добычи нефти до 1 января 2012 года в Азербайджане добыто 1,754 млрд. тонн нефти и 622,4 млрд. кубометров природного газа. В 2011 году в Азербайджане в общей сложности добыто 45,7 млн. тонн нефти и конденсата и 25,9 млрд. кубометров газа. Из общего объема добычи 8,401 млн. тонн нефти и 7,084 млрд. кубометров газа пришлось на долю SOCAR. Азербайджанская международная операционная компания (АМОК) в 2011 году с месторождений Азери-Чираг-Гюнешли добыла 35,465 млн. тонн нефти и 11,943 млрд. кубометров попутного газа. С морского газоконденсатного месторождения «Шах-Дениз» в прошлом году было добыто 6,726 млрд. кубометров газа и 1,759 млн. тонн конденсата. С месторождений, расположенных на суше и разрабатываемых операционными компаниями, в рамках соглашений PSA добыто 1,8 млн. тонн нефти и конденсата, и 200 млн. кубометров природного газа.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130108035655136.html

По итогам января-ноября 2012 года 90,53% всего экспорта Азербайджана пришлось на нефть и нефтепродукты. За указанный период 85,03% всего экспорта Азербайджана пришлось на сырую нефть, а на нефтепродукты — 5,5%. Отметим, что по итогам 2011 года 91,94% всего экспорта Азербайджана пришлось на нефть и нефтепродукты. За указанный период 86,2 % всего экспорта Азербайджана пришлось на сырую нефть, а на нефтепродукты — 5,74%.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20121228120618581.html

В 2012 году согласно показателям счетчиков из Азербайджана экспортировано нефти в объеме 34,935 млн. тонн. Как передает 1news.az со ссылкой на Государственный таможенный комитет Азербайджана, из этого объема по таможенным декларациям было экспортировано 24,237 млн. тонн нефти на сумму $20,232 млрд.

Из общего объема экспорта 1,99 млн. тонн экспортировано по трубопроводу Баку-Новороссийск, 3,923 млн. тонн — по трубопроводу Баку-Супса. По трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан за этот же период экспортировано 27,999 млн. тонн нефти. По железной дороге экспортировано 1,015 млн. тонн. В 2011 году декларированный объем экспорта нефти из Азербайджана составил 37,45 млн. тонн. Из этого объема по таможенным декларациям было экспортировано 27,825 млн. тонн нефти на сумму $22,911 млрд.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130121022044453.html

В течение 2012 года в Азербайджане было добыто 17,2 млрд. кубометров товарного газа. По сравнению с 2011 годом добыча товарного газа увеличилась на 5,4%. В 2011 году в Азербайджане было добыто 25,7 млрд. кубометров газа.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130121011913297.html

В 2012 году добыча нефти в Азербайджане года составила 43 млн. тонн. По сравнению с 2011 годом добыча нефти сократилась на 2,4 млн. тонн. В декабре добыча была в объемах 3,6 млн. тонн. Добыча нефти в Азербайджане в 2011 году составила 45,4 млн. тонн, что на 5,434 млн. тонн меньше показателя 2010 года.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130118032634336.html

По итогам 2012 года отчисления Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) в госбюджет страны составили 1,425 млрд. манатов ($1,819 млрд.), по сравнению с аналогичным периодом прошлого года выплаты увеличились на 6,7%, или 89,792 млн. манатов. За прошлый год SOCAR также перечислила в Государственный фонд социальной защиты 157,501 млн. манатов. По сравнению с 2011 годом выплаты увеличились на 17,1%, или на 22,992 млн. манатов. Отметим, что по итогам 2011 года отчисления SOCAR в госбюджет страны составили 1,335 млрд. манатов ($1,698 млрд.). Кроме того, в 2011 году SOCAR перечислила в Государственный фонд социальной защиты 134,509 млн. манатов.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130116022317689.html

В 2012 году Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) экспортировала 1,243 млн. тонн нефтепродуктов, за указанный период экспортировано 60,142 тыс. тонн автомобильного бензина, 921,57 тыс. тонн дизельного топлива и 145,98 тыс. тонн авиационного керосина, 3,023 тыс. тонн мазута и 113,027 тыс. тонн вакуумного газойля.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130114093757472.html
Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) в течение 2012 года экспортировала 3,023 тыс. тонн мазута, по сравнению с 2011 годом экспорт мазута сократился на 2,548 тыс. тонн. В декабре экспортировано 179 тонн продукции. Отметим, что в 2011 году SOCAR экспортировал всего 5,571 тыс. тонн мазута. В декабре тонна 1%-го сернистого мазута на рынке реализовывалась за $597,07.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130110044825766.html
В течение 2012 года Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) экспортировала 921,57 тыс. тонн дизельного топлива, что на 345,43 тыс. тонн меньше, чем за 2011 год, по итогам 2011 года SOCAR экспортировала 1,267 млн. тонн дизельного топлива. По сравнению с 2010 годом экспорт дизельного топлива сократился на 266 тыс. тонн.
В декабре тонна дизельного топлива на мировом рынке реализовывалась по цене $914,14.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130109035247644.html

Турция платит Азербайджану 350 долларов США за тысячу кубических метров газа. Как сообщает 1news.az со ссылкой на Zaman, об этом сказал руководитель SOCAR Turkey Energy, а также член правления Petkim Кенан Явуз. «Это самая выгодная цена для Турции, так как за тот же объем газа страна платит 400 долларов США России, 500 долларов США – Ирану», — сказал он.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130111092334411.html

Эксплуатационный фонд скважин Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) на 1 января 2012 года насчитывал 9342 скважины. Из этого количества 6673 скважины находятся в действующем фонде, а 2638 скважин — в бездействующем фонде. В отчете также отмечается, что с 2008 по 2011 год SOCAR ликвидировала 1750 скважин, не подлежащих восстановлению и имеющих технические недостатки.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130109121024003.html

Себестоимость добычи газа на месторождениях Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) в 2011 году увеличилась в сравнении с показателем 2010 года на 11,4% и достигла 35,56 AZN за тысячу кубометров. В структуре себестоимости одной 1 тыс. кубометров газа заработная плата составила 6,9%, социальное страхование – 1,5%, амортизационные отчисления – 33,8%, расходы на ремонт и технику – 13%, промысловый налог – 16,3%, расходы на транспортировку – 13,1% и прочие расходы.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130109103006583.html

Себестоимость добычи нефти на месторождениях Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) в 2011 году увеличилась в сравнении с показателем 2010 года на 11,7% и достигла 82,3 AZN за тонну. В структуре себестоимости одной тонны нефти заработная плата составила 18%, социальное страхование – 3,5%, амортизационные отчисления – 15,5%, расходы на ремонт и технику – 16,3%, промысловый налог – 13,5%, расходы на транспортировку – 12,5% и прочие расходы.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130108045946779.html

Азербайджан: Прозрачность нефтедоходов

Часть 1
Отсутствие транспарентности в управлении – вот основное обвинение, предъявляемое азербайджанской власти со стороны международных правозащитных институтов, местных экспертов и оппозиции.

даже эксперты не до конца представляют себе, каким образом формируются, куда и как уходят доходы Азербайджана от реализации нефти и в целом углеводородных запасов страны?

Транспортировка ранней азербайджанской нефти на мировой рынок началась еще в 1997 году. При полной, как утверждается, публичности этой сферы за истекшее время уже можно было бы хоть как-то понять, если не выучить все схемы денежных поступлений в страну. На деле же многое до сих пор остается тайной за семью печатями.

Куда именно поступают деньги от реализации нефти, что и как с ними происходит? Почему, скажем, сегодня активы Государственного нефтяного фонда Азербайджана составляют именно 30 миллиардов долларов, а не больше или меньше?

Поступающие доходы с прибыльной нефти делятся примерно так: не более четверти берут зарубежные операторы — компании альянса, это 20-25%; примерно 75-80 % достается Азербайджану, то есть эти средства попадают прямо в государственный Нефтяной фонд; и совсем небольшая, десятая часть от всей доли компаний альянса (то есть от тех самых 20-25%) достается ГНКАР. Она, вместе со всеми другими компаниями выплачивает налог на прибыль в бюджет страны. После этих выплат вся эта сумма считается доходом ГНКАР, на который она может делать все, что захочет.

Интересно, что каких-либо обязательств по прозрачности у ГНКАР и естественно, особых проверок нет. На этот факт следует обратить особое внимание, поскольку в отличие от ГНКАР, у Нефтяного фонда такие обязательства есть, хотя обе структуры — государственные. Этот фонд является членом международной структуры, объединяющей фонды разных стран и должен в своей деятельности придерживаться всех требований организации. В числе же основных требований – транспарентность. Это обязательство Госнефтефонд выполняет четко. Прекрасно известны его доходы и активы. А то, что ежегодно из этих средств перечисляются в государственный бюджет и тратятся на инфраструктурные проекты огромные суммы, уже другой вопрос, и вопрос очень интересный. Точнее, это вопрос целесообразности расходования нефтяных доходов и к транспарентности Нефтяного фонда он отношения не имеет. Зато имеет отношение к транспарентности и эффективности расходования средств бюджета, но это отдельная тема…

Таким образом, на первый поверхностный взгляд руководство Азербайджана как будто выполняет все свои обязательства перед собственным народом. Но это только на первый взгляд. Здесь мимоходом отметим еще один очень важный момент – сколько денег от Нефтяной компании поступает в Нефтяной фонд, известно. А вот все ли деньги, вырученные от продаж нефти, поступают в Нефтяной фонд? Повторю этот далеко не тривиальный момент – все ли средства, выходящие из ГНКАР, входят в ГНФАР? Или какая-то, большая или малая часть из них как-то оседает где-то на каких-то неизвестных нам нам счетах — это большой, важный и очень туманный вопрос…
http://www.radioazadlyg.org/content/blog/24347148.html

Часть 2
​​В Азербайджане в последнее время, с появлением огромных для маленькой страны нефтяных доходов, тоже было и есть много крупных и капиталоемких строек. Например, одна из таких – строительство водопровода Огуз-Габала-Баку. Этот водопровод, при объявленной пять лет назад стоимости строительства в 450 миллионов долларов, фактически обошелся в 1 миллиард, то есть более чем вдвое дороже! Причем, по свидетельству самого президента Азербайджана Ильхама Алиева, у столь дорогостоящего водопровода есть недостатки, над которыми в настоящее время идет работа… А это тоже не бесплатно, надо полагать.

Здесь уместно будет вспомнить, в соответствии с мировой Инициативой прозрачности в добывающих отраслях, к которой присоединился Азербайджан, все отчисления из Государственного нефтяного фонда Азербайджана в бюджет полностью прозрачны. Да и сам Нефтяной фонд при своем создании при Гейдаре Алиеве в 2001 году, еще до присоединения к Инициативе прозрачности, был прозрачным. Так что, если бы не требование соблюдения прозрачности при поступлениях из ГНФАР в бюджет гигантских сумм, которые невозможно прикарманить тайно в самом фонде, вряд ли азербайджанский народ имел удовольствие наблюдать строительство супердорогих водопроводов, дорог, мостов, развязок и реконструкцию старых зданий, на которых тратятся огромные нефтяные деньги…

​​Гейдар Алиев создал прозрачный Нефтяной фонд, в котором не пропадает ни маната нефтяных доходов, потому что не сделать этого означало бы пользоваться не очень хорошей репутацией стран вроде Нигерии и Чада. Прозрачный Нефтяной фонд – это козырная карта, это хороший имидж в глазах мировой демократической общественности. Как-никак Азербайджан – вступил в Совет Европы, а это требует определеных приличий при обращении со своим народом и принадлежащими ему средствами, в том числе и нефтяными доходами. А вот насколько прозрачно и целесообразно тратятся деньги из бюджета – это, повторяю, отдельный вопрос.
http://www.radioazadlyg.ru/content/blog/24351899.html

Часть 3
Представители гражданского общества уже давно пытаются добиться, чтобы нефтяные компании сделали прозрачными свои индивидуальные отчеты, но все компании, кроме одной (bp), уклоняются от этого.

А ведь кроме непрозрачных известных компаний есть многие компании неизвестного происхождения, участвующие в нефтяных контрактах в Азербайджане. Совершенно неизвестно, что и сколько выплачивают они в бюджет республики и вообще выплачивают ли?..

Про ту часть нефтяных доходов, которая идет в Государственный нефтяной фонд Азербайджана — ГНФАР, уже написано. А как быть с той частью денег, которая остается на счетах Нефтяной компании?

Тем более, что прозрачность всех нефтяных доходов и прозрачность Нефтяного фонда – это далеко не одно и то же…

А в Нефтяной компании туговато как раз с транспарентностью. Например, зачем только ей понадобилось перенести два завода — ПО «AзерНефтьЯг» и ПО «AзерНефтьЯнаджаг» из Хатаинского в Гарадагский район Баку? Понятно, что денег на это потребовалось немало. Естественно, нефтяных денег, народных.

Главное, не к чему придраться. Не упрекать же, в самом деле, руководство Нефтяной компании в том, что оно заботится об условиях работы нефтяников, улучшает экологию и «фонтанизирует» заводы? Только если завтра заводской металлолом будет разобран и на его месте действительно появятся многоэтажки, то сумеют ли граждане довести до правительства свои претензии о том, что с попустительства или одобрения властей, руководство ГНКАР заранее на народные деньги благоустроило участки, которые позже само же выкупит. Навар с этого, возможно, будет и не такой большой, как с затратных мегастроек, про которые тоже уже написано — мы все в последнее время как-то привыкли, что десятки и сотни миллионов летают как по воздуху и исчезают. Но суммы все равно будут впечатляющие.

Снова о нефтяных доходах. Простейшая схема достаточно просто усложняет пути движения денег в обмен на нефть и самой нефти, чтобы непосвященному человеку было непонятно, что, куда и как. Схема не позволяет специалистам даже, не говоря уже о народе, полностью понять, сколько доходов от нефти у страны. О контроле и говорить не приходится. Вроде бы информация открыта, доступна, и все равно вызывает массу вопросов.

Скажем, по данным Госнефтекомпании в августе 2011 года, из турецкого порта Джейхан было экспортировано на мировой рынок 2 млн. 547 тыс. 071 тонна азербайджанской нефти марки Azeri Light и из этого объема 1 млн. 561 тыс. 562 тонны составляет прибыльная нефть, доходы от которой поступят в Государственный нефтяной фонд Азербайджана (ГНФАР). Можно ли верить этим цифрам — отдельный и очень интересный вопрос…

Но даже если допустить, что цифры верны, необходимо знать также, сколько нефти было прокачано по трубопроводу Баку-Новороссийск или перевезено в железнодорожных цистернах до Поти, чтоб составить целостную картину. А это покрыто «мраком неизвестности»… Что-либо посчитать по обрывочным данным, которые регулярно вбрасываются в печать, создавая иллюзию открытости и доступности информации, очень сложно.

Имена зарубежных компаний, управляющих нефтяными доходами, раскрыты несколько лет назад. До этого времени их не знал никто, кроме представителей узкого круга властной верхушки. Наверное, излишне говорить, что что-то скрывают только там, где есть что и необходимость скрывать. Интересно, почему сочли нужным рассекретить? В любом случае, это можно только приветствовать.

Уместно спросить, почему от управления активами Государственного нефтяного фонда Азербайджана поступает так мало средств? И порой на этот вопрос со сцены даже доносится ответ: «Кризис в мире, потому и заработали мало». Это, кстати, предмет для серьезного журналистского расследования.

Но транспарентности поступлений нефти, нефтяных сделок и операций с доходами от нефти нет, как нет и прозрачности в приватизации госимущества, принятия решений при крупных инвестициях внутри страны, при тратах на большие стройки и так далее.

Действующие на сцене лица говорят «согласно прогнозам, в ближайшие 5 лет сумма активов Нефтяного фонда, в зависимости от цен на нефть, составит 50 миллиардов долларов, а за 15 лет превысит 100 миллиардов долларов».
http://www.radioazadlyg.ru/content/blog/24367127.html

Баку хочет экспортировать газ в Европу на тех же принципах, что и Россия

Баку хочет экспортировать газ в Европу по долгосрочным контрактам

24 октября 2012
Госнефтекомпания Азербайджана (ГНКАР), планирующая начать в 2018 году экспорт в Европу газа с гигантского месторождения Шах-Дениз, убеждает потенциальных клиентов заключать долгосрочные, а не спотовые, контракты, сказал журналистам глава ГНКАР.

Газ с месторождения Шах-Дениз с запасами в 1,2 триллиона кубометров с 2007 года газ поставляется в Грузию и Турцию, а через 5 лет в рамках второй фазы проекта Азербайджан планирует начать поставлять от 10 миллиардов кубометров газа в год в Европу и затем увеличить объемы.

Потребители газа в ЕС добиваются от основных поставщиков, включая российский Газпром, большей гибкости и привязки значительного объема поставок к котировкам на биржах Европы, на которые в основном ориентируются производители СПГ. Но в отличие от них, продавцы трубопроводного газа, как правило, стремятся застраховать свои инвестиции в производство и транспортировку, заключая за несколько лет до начала поставок долгосрочные контракты с привязкой к цене нефти и корзине нефтепродуктов.

Еще в сентябре вице-президент оператора добычи на месторождении — британской BP Алистер Кук говорил Рейтер, что консорциум по Шах-Дениз готов продавать некоторым покупателям газ в рамках второй стадии проекта по спотовым ценам.

Однако глава ГНКАР, претендующей, по мнению аналитиков, на преференции в Шах-Денизе и отвечающий за экспорт месторождения, считает необходимым обезопасить проект за счет долгосрочных контрактов:

«Поставки газа должны быть долгосрочными. Основа поставок газа трубопроводами лежит в заключении долгосрочных контрактов, что дает возможность делать долгосрочные прогнозы», — сказал журналистам Ровнаг Абдуллаев.

Азербайджан к середине следующего года обещает определиться с маршрутом поставок газа на европейский рынок, и в настоящее время партнеры по Шах-Дениз рассматривают в качестве варианта Nabucco West или Трансадриатический трубопровод (ТАР).