Азербайджан

Схема № 2: транзит через Иран и/или посредством своп-операций с Ираном

Схема №1: транзит через Россию, либо посредством своп-операций с Россией

Данная схема представляется наиболее реальной, наименее финансово затратной и взаимовыгодной для всех заинтересованных сторон. Туркменский газ может поставляться в Европу по газовым сетям «Газпрома». Тем более, что с пуском в ноябре 2011 года газопровода «Северный поток», пропускная способность российской газопроводной системы в европейском направлении увеличилась. Соответственно этому, увеличились возможности «Газпрома» по транзиту туркменского газа. Как представляется, Евросоюзу, России и Туркменистану не составит сложности договориться о взаимоприемлемых условиях поставок. Если ранее (до 2007 года включительно) «Газпром» спекулировал туркменским газом, то сегодня «Газпром» покупает туркменский газ по цене немногим меньшей, чем продает, зарабатывая только на транзите.

Причем объемы поставок туркменского газа в российском направлении могут быть в короткий срок значительно увеличены (с 50 до 70 млрд. кубических метров) за счет проведения комплекса ремонтных работ на газопроводе «Средняя Азия – Центр» (САЦ). Помимо этого, возможна реанимация идеи строительства Прикаспийского газопровода «Туркменистан – Казахстан – Россия» (пятая нитка САЦ), протяженностью 1700 километров и пропускной способностью до 20 млрд. кубических метров в год, о чем еще в 2008 году было подписано соглашение между Россией, Казахстаном и Туркменистаном. В этом случае, «российское направление» сможет пропустить не менее 90 млрд. кубических метров туркменского газа в год. Причем, в строительстве Прикаспийского газопровода, также как и в ремонтных работах на газопроводе «Средняя Азия – Центр» могут принять участие и европейские компании в качестве со-инвесторов, учитывая то, что значительная часть прокачиваемого газа будет поставляться в Европу. В любом случае стоимость российского транзита окажется меньшей, нежели строительство чрезвычайно дорогостоящих газопроводов в обход российской территории.

Кроме того, поставки туркменского газа в Европу возможны в рамках своп-операций: например, Туркменистан поставляет газ в Россию, а «Газпром», в свою очередь, поставляет эквивалентные объемы российского газа в Европу.

Данная схема, по своей сути, аналогична схеме №1, но является гораздо менее привлекательной. В первую очередь, это связано с высоким политическим риском, учитывая конфликтные отношения Ирана с Западом. Помимо этого, возможности транзита туркменского газа через Иран ограничены невысокой пропускной способностью газопроводов в иранском направлении (2 газопровода, общей пропускной способностью 20 млрд. кубических метров в год). Тем более, что для кардинального увеличения объемов экспорта газа из Туркменистана в Иран потребуются масштабные инвестиции для создания в приграничных с Туркменистаном северных провинциях Ирана мощной газопроводной системы, которая сегодня отсутствует. Вышеуказанные инвестиции могут быть предоставлены только самим Ираном, так как у Туркменистана просто нет средств для столь масштабного проекта. А инвестиции европейских компаний в Иран затруднительны, учитывая то, что в отношении Тегерана действуют международные санкции, ограничивающие проектно-инвестиционную деятельность западных компаний и международных финансовых институтов в этой стране.

Однако Иран вряд ли захочет осуществлять масштабные инвестиции для туркменского транзита, так как сам вынашивает планы по кардинальному увеличению собственного газового экспорта в Европу и рассматривает Туркменистан в качестве потенциального конкурента на газовом рынке Евросоюза. Начиная с 2009 года, Иран уже поставляет газ в Швейцарию в объеме 4 млрд. кубических метров в год, а с 2013 года – планирует начать поставки сжиженного природного газа (СПГ). В долгосрочной перспективе Иран планирует осуществлять поставки газа в Европу в масштабах 15-20% от потребностей Евросоюза по газопроводу, проходящему через Иран, Ирак, Сирию, Ливан, и далее через Средиземное море в страны ЕС. В настоящее время по данному проекту ведутся переговоры, хотя трудно сказать, насколько он окажется реальным, учитывая рост политической напряженности между Западом и Ираном.

Схема №3: реализация проекта «Набукко»

Лоббируемый Евросоюзом с 2002 года проект «Набукко» первоначально предполагал обеспечение поставок газа в Европу из Ирана, Азербайджана, Туркменистана минуя территорию России. Проектная мощность газопровода — 26 млрд. кубических метров в год с последующим увеличением до 32 млрд. кубических метров. Поставки газа предполагалось осуществлять с ряда месторождений Ирана («Южный Парс»), Азербайджана («Шах-Дениз»), Туркменистана («Довлетабад», «Южный Иолотань»). Первоначально строительство данного газопровода планировалось начать в 2011 году, а завершить в 2014 году. При этом стоимость проекта оценивалась примерно в 7,9 млрд. евро (около 9,1 млрд. долларов).

Однако в мае 2011 срок начала строительства газопровода «Набукко» был перенесен на 2013 год, а срок введения в эксплуатацию – на 2017 год. Причем стоимость проекта была пересмотрена в сторону повышения: с первоначальных 7,9 млрд. евро до 15 млрд. евро (около 18,6 млрд. долларов).

В настоящее время проект «Набукко» пока остается «на бумаге», а перспективы его реализации неясны. Основным препятствием является чрезмерная дороговизна проекта, что в условиях обостряющегося финансово-экономического кризиса в Евросоюзе кардинально снижает вероятность его масштабного финансирования. К тому же, сегодня уже близок к завершению конкурирующий по отношению к «Набукко» проект (гораздо менее дорогостоящий) по доставке азербайджанского газа в Европу. Британская компания ВР прокладывает газопровод, длинной около 1300 километров и пропускной способностью до 10 млрд. кубических метров в год, который свяжет азербайджанское месторождение «Шах-Дениз» с западом Турции, откуда азербайджанский газ сможет транспортироваться в Австрию. Если же учесть то, что газовый экспорт в Европу помимо Азербайджана планирует также и Иран, то азербайджанский и иранский газ на первых порах (пока Европа находится в кризисе) смогут восполнить дефицит газа в Европе. Как представляется, туркменский газ будет востребован тогда, когда Европа преодолеет кризис и станет кардинально наращивать объемы потребления газа.

***

В целом, с позиций сегодняшнего дня наиболее реальной является перспектива поставок туркменского газа в Европу через территории Казахстана и России по схеме №1. Несмотря на то, что Евросоюз стремится к снижению зависимости от России в плане поставок газа, альтернативные схемы сопряжены с еще более высокими политическими и финансовыми рисками. Например, зависимость Евросоюза от Ирана в плане поставок газа по схеме №2 с политической точки зрения представляется для Евросоюза еще более неприемлемой, чем в случае с Россией. Тем более, что в отношении Ирана со стороны Запада до сих пор действуют и, более того, ужесточаются экономические санкции.

В свою очередь, реализация схемы №3 (проект «Набукко») представляется малоперспективной, учитывая уже упомянутую дороговизну проекта и набирающий обороты финансово-экономический кризис в Еврозоне. К тому же, даже если проект «Набукко» получит адекватное финансирование (что в условиях острого кризиса маловероятно), то даже в этом случае для транспортировки туркменского газа по газопроводу «Набукко» необходимо строить Транскаспийский газопровод (по дну Каспия), что представляется нереальным в условиях нерешенности статуса акватории этого моря. Тем более, что Россия и Иран выступают категорически против строительства Транскаспийского газопровода.

В итоге, если Евросоюз действительно заинтересован в поставках туркменского газа, то он просто обречен на сотрудничество по данному вопросу с Россией, а также Казахстаном, Узбекистаном и Украиной, так как по территориям этих стран туркменский газ может поступать в Европу. Как представляется, заключение специального межгосударственного соглашения о транзите туркменского газа в Европу с участием ряда стран ЕС, России, Казахстана, Узбекистана и Украины будет наиболее эффективным решением вопроса экспорта туркменского газа на европейский рынок, нежели строительство дорогостоящих газопроводов в обход России.

Имеет крупное газоконденсатное месторождение Шах-Дениз, запасы которого оцениваются в 1,2 триллиона кубометров газа и 240 миллиардов кубометров газового конденсата. Разрабатывают месторождение ВР (ей принадлежит в проекте 25,5 процента), Statoil (25,5 процента), ГНКАР, "Лукойл", NICO и Total (по 10 процентов), а также TPAO (9 процентов). Власти Азербайджана уже договорились о поставках топлива с первой очереди месторождения с Турцией и Грузией.

В конце прошлого года Азербайджан подписал соглашение с Турцией соглашение о строительстве газопровода в Европу. Затраты на сооружение Трансанатолийского газопровода (TANAP), который должен пройти из Азербайджана в Грецию или Болгарию через турецкую территорию, в мае 2012 года оценили в 6-7 миллиардов долларов. Участниками проекта изначально станут ГНКАР и турецкая Botas, а позднее к нему могут присоединиться и другие участники. Поставки в Европу могут начаться в 2017 г.

По прогнозам, добыча газа в Азербайджане к 2020 году составит 30 миллиардов кубометров, а к 2025-му - 50 миллиардов. В 2011 году этот показатель достиг 26 миллиардов кубометров.

СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - НОВЫЙ ФАКТОР

МИРОВОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЫНКА

В последние 30 лет на мировом энергетическом рынке все более заметным становится такой вид энергоносителя, как сжиженный природный газ (СПГ).

По мнению зарубежных экспертов, в будущем на мировом рынке газа будет доминировать именно сжиженный природный газ. В настоящее время сектор СПГ является одним из самых динамичных в энергетической отрасли: мировое потребление сжиженного газа растет на 10% в год, тогда как обычного (газопроводного), только на 2,4%.

Сейчас в год потребляется более 2,5 трлн. м³ природного газа, из них на долю международной торговли приходится 625-650 млрд. м³, из этого количества потребителям более 70% газа поступает по трубопроводной системе и около 27% продается в виде сжиженного природного газа – СПГ. Согласно существующих прогнозов, в 2020 году доля СПГ в мировой торговле газом уже составит около 35%, в 2030 году на долю СПГ придется уже около 60% торговли природным газом, что будет соответствовать 18-20% в общем объеме потребляемого на Земном шаре природного газа.

СПГ - это обычный природный газ, который для облегчения его транспортировки и хранения путем охлаждения до - 161,5°С трансформируется в жидкое состояние (жидкий метан). СПГ представляет собой бесцветную жидкость без запаха, плотность которой в два раза меньше плотности воды. Температура кипения −158…−163 °C. В жидком состоянии не горюч, не токсичен, не агрессивен. При сжижении из 650 м³ природного газа получается 1 м³ жидкости весом около 500 кг. Соответственно, 1 тонна СПГ эквивалентна 1335 м³ газа. Для использования подвергается испарению до исходного состояния.

Чрезвычайно низкая температура СПГ делает его криогенной жидкостью. Как правило, вещества, температура которых составляет –100°С или еще ниже, считаются криогенными и требуют специальных технологий для обработки. Для сравнения, самая низкая зарегистрированная температура на Земле составляет –89,2°С (Антарктика), а в населенном пункте –77,8°С (поселок Оймякон, Якутия). Криогенная температура сжиженного природного газа означает, что контакт с СПГ может вызвать изменение свойств контактирующих материалов, которые впоследствии станут ломкими и потеряют свою прочность и функциональность. Поэтому в отрасли СПГ используют специальные материалы и технологии.

ПРИМЕНЕНИЕ СПГ: используется для тех же целей, что и сетевой природный газ: получение электричества, тепловой энергии и промышленного холода, газификация населенных пунктов и промышленных объектов, создание резерва топлива, применение в качестве моторного топлива на транспорте и сырья для химической промышленности.