Главная > Актуальные комментарии > ТЭК > Nabucco-квест

Nabucco-квест

21 июня президент Азербайджана приедет в Брюссель по приглашению председателя Еврокомиссии Жозе Мануэла Баррозу. Ожидается, что в ходе этого визита будет объявлено, о том, каким именно путем азербайджанский газ пойдет на европейские рынки – через урезанный Nabucco в Австрию или Трансадриатический газопровод на Юг Италии. При этом окончательное инвестиционное решение по ресурсной базе – второй стадии освоения месторождения Шах-Дениз вновь отложено – на октябрь. 

Какой именно вариант будет выбран, не столь важно. Первый будет чуть подороже, но направлен на большее количество рынков, второй – чуть подешевле и ориентирован на самый крупный рынок в Юго-Восточной Европе. В обоих случаях себестоимость доставки газа в Европу будет зашкаливать, если не нарастить ресурсную базу. А срок выхода проекта на минимальный запланированный уровень, который состоится лет через десять, не позволяет оценить реальный эффект от появления азербайджанского газа. Кто может с уверенностью сказать, что будет из себя представлять европейский рынок газа в середине 2020-х годов? Особенно при нынешней, по сути, антигазовой энергетической политике Еврокомиссии. Да и объемы предлагаемого газа в региональном масштабе – более чем скромные – менее 10% от потребления в странах ЕС на пути следования потенциальных газопроводов.    

Тем не менее, очевидно, что нам предстоит услышать весь набор пафосных речей о «маленьком шаге», но «гигантском скачке» всей восточно-европейской общественности на пути к энергетической независимости от России. 

О том, что Каспий в целом и Азербайджан, в частности, - это ключ к безопасности газоснабжения Европы, говорят давно, еще со времен начала работы над первой фазой Шах-Дениза. 

В 2006 году консорциум во главе с ВР и Statoil начал добычу на этом месторождении. Был подписан контракт на поставку 6,6 млрд кубометров газа в Турцию. На тот момент контрактный объем превышал 20% турецкого рынка. Шли разговоры, что часть газа пойдет на европейские рынки. Построен Южно-Кавказский газопровод по маршруту Баку-Тбилиси-Эрзерум проектной мощностью 7 млрд кубометров в год.

 Но только в конце осени прошлого года специалистам BP (оператор добычи) удалось вывести добычные мощности в рамках первой фазы на проектный уровень – 27 млн кубометров в сутки. А годовые объемы добычи газа составили 7,7 млрд кубометров. Однако объемы добычи товарного газа, внутреннего потребления и экспорта азербайджанского газа по итогам 2012 года почти не изменились. Из-за падения добычи нефти уменьшились объемы поставок газа, произведенного из ПНГ.

Газовый баланс Азербайджана, млрд кубометров

  2010 2011 2012
Добыча 17,3 17 17,2
в т.ч. Шах-Дениз 6,9 6,7 7,7
Потребление 9,2 10 10,2
Экспорт 6,1 7,2 7
Турция 4,3 3,8 3,9
Грузия 0,8 1,7 1,5
Россия 1 1,4 1,6

Источник: BP Azerbaijan, Государственный таможенный комитет Азербайджана, «Газпром» 

В результате на растущем турецком рынке азербайджанский газ занимает менее 10% и единственное следствие запуска первого Шах-Дениза для России – потеря грузинского рынка, чему также способствовали и политические отношения между Москвой и Тбилиси. Теперь грузинский рынок на 90% зависит от азербайджанского газа (еще 10% Грузия получает от «Газпрома» в качестве платы за транзит сырья в Армению). То есть, вместо диверсификации произошла смена доминирующего поставщика. 

Предварительные итоги первой стадии разработки Шах-Дениза довольно любопытны и дают представление о себестоимости газа на азербайджанском шельфе Каспия. С момента начала добычи в 2006 году на месторождении было добыто 37,6 млрд кубометров газа и около 80 млн баррелей конденсата, в общей сложности почти 49 млрд кубометров в газовом эквиваленте. Капитальные затраты за этот период  составили $9,2 млрд и еще примерно $1,2 млрд – операционные расходы. Себестоимость 1 тысячи кубометров газового эквивалента добытого сырья в среднем превышала $200. При том, что только около 50% реально экспортируется в Турцию по рыночным ценам, а остальное консорциум продает ГНКАР для реализации на внутреннем рынке. Еще примерно в $20 с тыс кубометров, по расчетам ФНЭБ, обходится доставка газа до турецкой границы. Экономику проекта очень поддерживает наличие конденсата, который торгуется с 20-30-процентной премией к цене нефти.   

Затраты на разработку Шах-Дениза

  2003* 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013** Всего  
Капзатраты, $ млрд 1,3 1,3 1,3 1 0,4 0,5 0,3 0,4 0,7 1,1 2,7 10,9  
Операцион-ные

 

затраты, $ млн

- 14 20 20 170 152 192 171 175 269 222 1,4  
 
Всего, $ млрд 1,3 1,3 1,3 1,1 0,6 0,6 0,5 0,6 0,8 1,4 2,9 12,3  

*с учетом затрат с момента заключения СРП в 1999 году 

**план по затратам 

Источник: BP Azerbaijan 

По оценкам ФНЭБ, общая выручка проекта от продаж сырья на конец 2012 года могла составить около $13-14 млрд, из которых около 50% принес конденсат, 40-45% - продажи газа в Турцию и 5-10% - продажи газа ГНКАР.  

В то же время, динамика капитальных затрат показывает, что выход на проектную мощность и поддержание добычи на этом уровне дался инвесторам проекта не просто. Капвложения, упавшие с уровня около $1-1,3 млрд в год после старта добычи до примерно $400 млн в 2007-2010 годах, затем стали расти. В 2012 году консорциум вложил $1,1 млрд - столько же, сколько перед пуском месторождения, а на 2013 год запланирован еще абсолютный рекорд для первой стадии – $2,7 млрд. Изначально капитальные затраты в проект оценивались – в $5-6 млрд. 

Всего в рамках первой стадии планировалось извлечь 178 млрд кубометров газа и 34 млн т конденсата. На сегодняшний день отобрано 21% газа и 30% конденсата. При максимальном уровне добычи первая стадия продлится еще 10-13 лет.  

Поставки азербайджанского газа в Европу связывают со второй стадией Шах-Дениза. Или так называемой полномасштабной разработкой месторождения, в рамках которой будет добываться еще до 16 млрд кубометров в год. Старт добычи намечен на 2018-2019 годы, выход на проектный уровень займет еще как минимум 5-6 лет. То есть, второй Шах-Дениз, скорее всего, будет замещать, а не дополнять добычные мощности первой стадии.  

Предварительное соглашение на 6 млрд кубометров в год со второй стадии заключила Турция. Это позволит на первом этапе незначительно увеличить объемы поставок азербайджанского газа на турецкий рынок, но не изменит расклад сил на нем. Но в совокупности объемы экспорта из Азербайджана в Турцию вряд ли превысят 8 млрд кубометров в год.    

Еще 10 млрд кубометров - то самое «спасение» Юго-Восточной Европы от энергетической зависимости. В 2012 году 7 стран ЕС в этом регионе потребили 117 млрд кубометров газа, 64% пришлось на Италию. Остальные страны на Балканах, кроме Турции, - 6 млрд кубометров. Турецкий рынок – динамично растущий (плюс 50% за 5 лет) - 45 млрд кубометров.

Отметим также, что за счет только в Италии (20%) и газодобывающей Румынии (15%) доля российского газа меньше 50%. В большинстве стран – доля «Газпрома» 50-60%. Из стран ЕС (в регионе) только Болгария зависит от поставок из России на 80% и более. Еще Босния и Македония, где объемы рынка ничтожны.  

Рынки газа в Юго-Восточной Европе и поставки «Газпрома», млрд кубометров

  Потребление Поставки "Газпрома" в 2012 году Доля Газпрома, %
Италия 74,9 15,1 20
Греция 4,3 2,5 58
Болгария 2,7 2,3 85
Румыния 15 2,2 15
Венгрия 10,4 5,3 51
Австрия 9 5,2 58
Словения 0,9 0,5 56
Страны ЕС в регионе 117,2 33,1 28
Турция 45,3 27 60
Сербия 2,8 0,7* 25
Хорватия 2,8 0 0
Босния 0,3 0,3 100
Македония 0,1 0,1 100
Албания 0 0 0
Остальные страны региона 51,3 28,1 55
Всего 168,5 61,2 36

*без учета поставок через посреднические схемы 

Источник: МЭА, «Газпром» 

Отложим рынок Турции в сторону, так как Анкара как транзитер забронировала для себя 6 млрд кубометров со второй стадии Шах-Дениза. Они расположены ближе всех к ресурсной базе.  

Для поставок азербайджанского газа в Турцию и далее до границ ЕС участники консорциума по реализации второй фазы планируют построить еще одну трубу вдоль Южно-Кавказского газопровода и две компрессорные станции на территории Азербайджана и Грузии, которые позволят увеличить производительность трубы с 7 до 23 млрд кубометров в год. На территории Турции ГНКАР (80%) вместе с турецкими госкомпаниями Botas и TPAO (по 10%) договорились строить Трансанатолийский газопровод (TANAP) протяженностью около 2000 км и мощностью 16 млрд кубометров с возможностью расширения до 31 млрд кубометров в год. По сути, это турецкая часть проекта Nabucco, которую Азербайджан и Турция решили реализовать самостоятельно с привлечением ВР, Statoil и Total, как основных инвесторов в добычу в азербайджанском секторе Каспия. Этим компаниям со стороны ГНКАР предложены опционы в общей сложности на 29%. Госкомпания Азербайджана, таким образом, намерена сохранить контрольный пакет.   

На распределение оставшихся 10 млрд кубометров претендуют, как известно, два проекта – Nabucco West (от турецкой границы через Болгарию, Румынию и Венгрию в австрийский Баумгартен) и TAP (через Грецию, Албанию и дно Адриатики в Италию). Оба проекта декларируют возможность строительства отводов в другие Балканские страны. Начальная мощность обоих – 10 млрд кубометров с возможностью расширения до 20 млрд кубометров и более. Участниками Nabucco остаются 5 инициаторов – австрийская OMV, венгерская MOL, румынская Transgaz, болгарская Bulgartransgaz и турецкая Botas. Правда, доли теперь распределены не паритетно – у четверых партнеров по 16,7%, а у OMV – 33,4%. Австрийцы были вынуждены выкупить долю немецкой RWE, которая несколько лет назад присоединилась к проекту, а недавно – покинула его. В мае OMV объявила, что продаст 9% французской GDF Suez, которая в свое время уже входила в состав консорциума. Сроки завершения сделки (до конца года) свидетельствуют о том, что она состоится, только если Nabucco победит в тендере за право транспортировки азербайджанского газа. 

TAP инициировали швейцарская энергогруппа Axpo и норвежская Statoil, затем они приняли в консорциум немецкую E.ON (15%). Паритет между главными акционерами сохранился. Чтобы усилить европейское присутствие в проекте, TAP заявил, что продаст долю в газопроводе бельгийскому газотранспортному оператору Fluxys. Сделка состоится, если газ с Шах-Дениза пойдет по этому коридору. 

По нашим оценкам, TAP имеет ряд, очевидных, преимуществ перед конкурентом. Он почти вдвое короче, чем Nabucco West (780 км против 1330 км). И, скорее всего, обойдется несколько дешевле: примерно 2,7 млрд евро против 4,5 млрд. Его основным акционером уже является Statoil – коммерческий оператор Шах-Дениза, отвечающий за маркетинг газа. Хотя для того, чтобы обеспечить видимость равных условий, и TAP AG, и Nabucco International подписали с консорциумом Shakh Deniz соглашения, предполагающее продажу до 50% в европейских газопроводах. Кроме того, Трансадриатический проект ориентирован на крупнейший в регионе итальянский рынок. Наконец, ГНКАР в начале июня все же сделал обязывающее предложение по покупку 66% в греческой газотранспортной компании DESFA. Впрочем, по правилам третьего энергетического пакета это может стать скорее препятствием нежели преимуществом при выходе азербайджанской компании на греческий рынок поставок газа. 

Главный недостаток TAP с точки зрения Брюсселя заключается в том, что он не предлагает диверсификации для наиболее зависимых рынков в регионе. Италия вообще, самый диверсифицированный с точки зрения поставок рынок в Европе – имеет трубопроводные поставки из всех возможных источников (Россия, Норвегия, Алжир, Ливия) и два терминала по приему СПГ.  

Но участники консорциума по разработке Шах-Дениза подчеркивают, что для них главное – коммерческие условия транспортировки газа и доступ к рынкам сбыта. Стоимость доставки по TAP на итальянский рынок, который, несмотря на высокую степень диверсификации источников, имеет премиальный по сравнению с соседями уровень цен, составит около 39 евро от турецкой границы и 73 евро с учетом транзита по TANAP, то есть около 112 евро за тыс кубометров. В то же время маршрут до австрийского хаба обойдется в 140 евро. 

Капитальные вложения и стоимость транспортировки в рамках базовой мощности проектов TANAP, TAP и Nabucco West

  Протяженность, км Проектная мощность, млрд кубометров в год Капитальные вложения,

 

млрд евро

Баку-Тбилиси-Эрзерум (расширение) 690 13-16 2,1-2,8*
Азербайджан 440    
Грузия 250    
TANAP 2000 16-31 7,1-9,1
TAP 780 10-20 2,3-3,1
Всего до Италии 3470   11,5-15
Nabucco West 1330 10-23 4-5,3
Всего до Баумгартена 4020   13,2-17,2
  Себестоимость** транспортировки, евро  
TANAP (16) 64-82  
TAP (10) 33-45  
Nabucco West (10) 58-76  
           

*входят в смету второй фазы освоения Шах-Дениза

**рассчитана, исходя из окупаемости инвестиций в течение 10 лет и 20% возврата на вложенный капитал, с учетом операционных затрат, включая топливный газ  

Источник: оценка ФНЭБ 

Предполагаемые затраты на разработку второй фазы Шах-Дениза предварительно оцениваются в диапазоне $25-30 млрд (19-22 млрд евро). Операционные затраты мы оцениваем 25-35 евро за тыс кубометров, чуть выше, чем в рамках первой фазы. Минимальную стоимость добываемого газа в рамках второй фазы на границе с Турцией (с учетом окупаемости инвестиций в течение 10 лет и высоких цен на конденсат) можно оценить в 80-90 евро за тыс кубометров. С доставкой до границы ЕС его стоимость вырастет до 160-170 евро, на юге Италии – 200 евро, в Австрии – 230 евро за тыс кубометров. Это если вообще ничего не зарабатывать. Средняя цена «Газпрома» в Европе сейчас 280-300 евро за тыс кубометров.  

Наконец, как ни странно, но TAP на сегодняшний день имеет лучшие условия работы от регуляторов, подтвержденные Еврокомиссией, которая, казалось бы, должна быть крайне заинтересована в реализации проекта Nabucco с целью снижения зависимости Восточной Европы от России. Так 16 мая ЕК пролонгировала выданные ранее исключения из антимонопольных правил ЕС для TAP и Nabucco в связи отсрочкой запуска проекта «Шах-Дениз-2». Но Трансадриатический газопровод получил исключение из регулирования на все 10 млрд кубометров начальной мощности, то есть в течение 25 лет с момента ввода трубы его акционеры могут по своему усмотрению пользоваться трубой в пределах объемов, доступных в рамках второй фазы Шах-Дениза. 

С Nabucco ситуация более запутанная. В отличие от TAP, где национальные регуляторы Греции и Италии (как страны ЕС) прислали в Еврокомиссию совместную заявку для одобрения, для Nabucco каждая страна присылает ходатайства по отдельности. 16 мая Еврокомиссия пролонгировала заявку по австрийскому участку. Условия предоставления исключения по сравнению с решением Брюсселя от 2008 года не претерпели изменений. Акционеры Nabucco могут рассчитывать на использование только 50% мощности, а вторую половину нужно предоставить на недискриминационной основе третьим лицам. Это требование существенно снижает инвестиционную привлекательность проекта и для действующих акционеров, и для поставщиков (консорциум Шах-Дениз), которые планируют войти в капитал выбранного газопроводного проекта. Конечно, Еврокомиссия еще может изменить свое решение, но это произойдет уже после завершения тендера. 

Конечно, Евросоюз рассчитывает на то, что азербайджанский газ откроет дверь к другим ресурсным базам – Ираку и особенно Туркменистану. Прежде всего, именно к туркменскому газу. Но два фактора по-прежнему довлеют над этими наполеоновскими планами. Во-первых, статус Каспия. Позиция России и Ирана будут, очевидно, серьезным препятствием на пути реализации Транскаспийского газопровода, без которого вывести туркменские объемы в западном направлении будет проблематично. Здесь нужно еще учитывать и позицию Китая, который за последние годы стал крупнейшим покупателем газа у Ашхабада и серьезно укрепил свое политическое и экономическое влияние в регионе. Кроме того, сам Азербайджан имеет неурегулированный территориальный спор с Туркменистаном в Каспийском море. Но главное никакого резона пускать через свою территорию большие объемы туркменского газа, чтобы тот снижал цены на газ, в том числе азербайджанский, в Европе и Турции у Баку нет. Более того, это просто торговое самоубийство даже несмотря на возможное получение транзитных платежей. 

Есть надежды и на новые проекты в самом Азербайджане. То и дело появляются сообщения об открытии перспективных залежей на новых блоках. Но пока история газовых проектов на Каспии показывает, что это долго, дорого и не очень масштабно.

Автор: Алексей Гривач, заместитель гендиректора ФНЭБ

Опубликовано: Pro-gas.ru, 20.06.2013


Аналитическая серия «ТЭК России»:

Американский сланец: жизнь в эпоху Трампа
Новый американский президент четко обозначил свои приоритеты в области энергетики, назвав ВИЭ пустой тратой денег и открыто сделав ставку на углеводороды. Это отличная новость для американских сланцевых компаний, как и существенный рост нефтяных цен на мировом рынке в 2017 и особенно в начале 2018 годов. Всем интересно, сколько нефти США на самом деле способны добывать. А ведь есть еще тема сланцевого газа. Соединенные Штаты слишком агрессивно рекламируют резкий рост производства СПГ, что невозможно без существенного увеличения добычи газа – опять же сланцевого.
Государственное регулирование нефтегазового комплекса в 2017 году и перспективы 2018 года
«Газпром» на внутреннем и внешнем рынках газа: как поделить газовый «пирог»
Положение «Газпрома» весьма противоречиво. С одной стороны, после нескольких лет сокращения добычи из-за обострения конкуренции на внутреннем рынке и негативных тенденций на рынках внешних «Газпром» вновь наращивает производство газа. И ставит рекорд за рекордом на европейском рынке, покрывая дополнительный спрос. Атаки независимых производителей, требующих реформирования отрасли или хотя бы их допуска к трубопроводному экспорту, были в очередной раз отбиты. Компания получила некоторую передышку. С другой стороны, политическое сопротивление «Газпрому» в Европе только усиливается. Разворачивается финальная схватка за позиции на европейском рынке в будущем. Оппоненты бросают все силы на то, чтобы остановить или затормозить строительство «Северного потока - 2». Да и внутренние производители газа сдаваться не намерены. Кроме того, серьезно ухудшилось финансовое положение «Газпрома».
Российский нефтегаз в 2025 году: картина будущего
Все мы хотим знать, что ждет нефтегазовую промышленность в ближайшие годы. Известны два основных подхода к будущему, в том числе и будущему нефтегазовой промышленности. Первый – попытаться понять, что же ждет отрасль впереди исходя из текущих трендов. Второй - заняться конструированием этого самого будущего. Начертать план, которому нужно следовать, чтобы избежать проблем и минимизировать риски. Новый доклад ФНЭБ позволит понять, у каких развилок стоит отрасль и по какому пути нефтегазовую промышленность пытаются провести.
Фискальные новации: от налогового маневра к новым экспериментам

Все доклады за: 2016 , 15 , 14 , 13 , 12 , 11 , 10 , 09 , 08 , 07 гг.

PRO-GAS
Рейтинг@Mail.ru Rambler's Top100
О Фонде | Продукты | Услуги | Актуальные комментарии | Книги | Выступления | Клиенты | Цены | Карта cайта | Контакты
Консалтинговые услуги, оценка политических рисков в ТЭК, интересы политических и экономических элит в нефтегазовой отрасли.
Фонд национальной энергетической безопасности © 2007
  Новости ТЭК   Новости российской электроэнергетики