+7 926 9561571

Матвеев И.Е. Энергетика Грузии. Обзор современного состояния энергетического сектора Республики Грузия (РГ). Часть1

Анонс книги Матвеева И.Е.  «ЭНЕРГЕТИКА СТРАН СНГ: ИСТОРИЯ, СОВРЕМЕННОСТЬ, ВЗГЛЯД В БУДУЩЕЕ»




Матвеев И.Е. Энергетика Грузии.

Обзор современного состояния энергетического сектора Республики Грузия (РГ).

Часть1


Energetika-Gruzii.Obzor-sovremennogo-sostoyaniya-energeticheskogo-sektora- Respubliki-Gruziya

Запасы нефти и газа. Грузия расположена вблизи регионов, обладающих богатыми запасами жидких и газообразных углеводородов, залегающих на морском шельфе и суше. Начиная с 90-х годов в стране ведутся работы по поиску месторождений энергоносителей и получению достоверной информации об их параметрах.

В акватории Черного моря ведущие компании мира активизировали исследовательскую деятельность еще в первой половине 2000-х годов. В середине десятилетия были выявлены десятки перспективных нефтегазоносных структур, находящихся в экономической зоне всех прибрежных государств - России, Турции, Румынии, Украины, а также Грузии.

В материковой части страны изучаются нефтяные площади, сконцентрированные в межгорных прогибах срединного массива (Колхидский и Южно-Кахетинский нефтегазоносные районы), краевых прогибах Аджаро-Триалетской складчатой зоны (Гурийский и Притбилисский районы) Закавказья.

В конце первого десятилетия наступившего века из-за резкого ухудшения мировой общехозяйственной конъюнктуры, отсутствия обнадеживающих результатов исследования и обострения внутренней политической ситуации в Грузии многие зарубежные фирмы свернули свою деятельность. В итоге на рынке РГ закрепились несколько иностранных и зарубежных предприятий, разграничивших географические секторы поиска. Корпорация «Anadarko Petroleum Co.» (США) сконцентрировалась на изучении шельфа Черного моря, предприятия «Frontera Resourses Co.» (США) и «Canargo Energy Co.» (Великобритания, Канада, Грузия) – недр в восточных и центральных регионах государства.

В 2008 г. «Anadarko Petroleum Co.» приостановила ГРР, так и не представив официальных данных о наличии запасов. В настоящее время на морском шельфе страны оконтурены три крупных перспективных участка, потенциал которых в нефтяном эквиваленте оценивался в 700 млн. барр. - 1,3 млрд. барр.  

В начале второго десятилетия число фирм, проводящих геологоразведочные работы, стало увеличиваться, компании отрасли начали создавать консорциумы для работ на перспективных участках. Например, в 2012 г. формально грузинская компания «Нефтяная компания Норио» (Вирджинские о-ва), британские фирмы «Georgia oil and gas Norio Limited», «Georgia Oil and Gas Limited», «Georgia oil and gas Triality Limited» объединили усилия по проведению ГРР на двух блоках, расположенных в центральной и восточной областях страны.

В октябре 2015 г. оптимистические прогнозы были представлены предприятием «Frontera Resourses Co.». В очередном отчете компании указано, что около 3,8 трлн. куб. м ископаемого топлива могут быть сосредоточены в «Южно-Кахетинском газовом комплексе» (Кахетинская обл., вблизи Азербайджана) площадью около 5 тыс. кв. км, а глубина залегания нефтегазоносных пластов составляет 300 м - 5 км. В январе 2016 г. оценка запасов была увеличена до 5,3 трлн. куб. В настоящее время «Frontera Resourses Co.» реализует комплекс технических мероприятий по подготовке и проведению нового цикла исследований с целью получения более точных данных.

Трудности в изучении нефтегазоносных структур на перспективных участках «Южно-Кахетинского газового комплекса» обусловлены глубоким залеганием (около 2 тыс. м), деформацией и разрывами сланцевых пластов, высокой вязкостью нефти, спецификой природных условий - горной местностью, наличием природоохранных территорий, сосредоточением в регионе наиболее плодородных земель Грузии. Для промышленной добычи потребуются значительные капиталовложения и временной ресурс для обустройства в горной местности соответствующей инфраструктуры с учетом политической и общехозяйственной конъюнктуры, мнения общественности и экологических требований, виду того обстоятельства, что при добыче необходимо использовать технологии «горизонтального» бурения и гидроразрыва пласта.

Поддержку Грузии в проведении поисковых работ предполагает оказывать КНР. В октябре 2016 г. государственное грузинское АО «Партнерский фонд» подписало с компанией «Beijing Fangyuan Chint Energy Technical» и грузино-китайской фирмой «Vm Energy» меморандум о сотрудничестве. Китайская сторона может выделить 150 млн. долл. США для реализации программы ГРР.

В настоящее время на сухопутных 25-ти лицензионных блоках буровые работы ведутся 12-ю нефтегазовыми компаниями, из них пять осуществляют промышленную добычу сырья: «Jindal Petroleum Ltd.» (Индия), «Frontera eastern Georgia» (США), «Canargo Georgia» (Великобритания, Канада, Грузия) и две грузинские фирмы - «Georgia Oil and Gas» и «VP Georgia».

В 2017 г. правительством РГ были предприняты новые попытки по привлечению в отрасль иностранных инвестиций. Государственное «Агентство нефти и газа Грузии» объявило открытый международный тендер на получение лицензий на пользование ресурсами нефти и газа на 8-ми лицензионных участках недр площадью более 23 тыс. кв. км, находящихся в центральном и юго-восточном районах государства.

В целом, перспективные запасы нефти и газа РГ в нефтяном эквиваленте оцениваются в широких пределах - 500-850 млн. т и более, при этом качественные параметры сырья не известны. Для того, чтобы рабочие данные о запасах сырья были переведены в категорию доказанных, требуется проведение аудита с привлечением международных компаний и публикация итогов оценки в профильных статистических и аналитических сборниках.

Многие отечественные и зарубежные эксперты принимают во внимание показатели, приводимые компанией «British Petroleum» в своем традиционном ежегодном обзоре мирового энергетического рынка, но в нем данные для РГ отсутствуют. Ориентиром может служить информация, представленная авторитетным отраслевым журналом «Oil and Gas», согласно которой по состоянию на январь 2017 г. доказанные запасы Грузии по нефти составили 35 млн. барр. (примерно 4,77 млн. т), газа – 8,5 млрд. куб. м.

Добыча нефти и газа. В ХХ веке промышленное производство жидких и газообразных энергоносителей началось на 16-ти нефтяных, одном нефтегазоконденсатном и одном газовом месторождениях. В период с 30-х по 60-е годы ежегодно извлекалось 22-25 тыс. т сырья. В 1982-1983 гг. после введения в эксплуатацию новых скважин на месторождениях «Самгори-Патардзеули», «Телети», «Южный купол Самгори» (вблизи г. Тбилиси), этот показатель достиг исторического максимума в 3,2-3,3 млн. т. К концу 80-х годов добыча сократилась до 50-100 тыс. т в год, геологоразведочные работы были свёрнуты.

В 90-е годы была осуществлена реорганизация нефтегазового сектора: создана государственная компания АО ННК «Грузнефть», на перспективных территориях выделены лицензионные блоки. Либерализация законодательства позволила открыть рынок для зарубежных инвестиций. С целью поиска новых запасов нефти и газа, а также разработки способов и схем повышения отдачи пластов на действующих месторождениях в страну были приглашены иностранные компании, обладающие технологиями бурения протяженных и глубоких скважин со значительным отходом от вертикали, 3D-моделирования, извлечения вязкой («тяжелой») нефти, разведки на морском шельфе.

В начале 2000-х годов при финансовой и технической поддержке иностранных компаний производство жидких углеводородов приблизилось к уровню в 100 тыс. т в год. Из этого количества около 2/3 приходилось на долю «Грузино-Британской нефтяной компании», осуществляющей деятельность на востоке страны в регионе Кахети, что вблизи Азербайджана.

Статистические данные о текущей ситуации в отрасли разнятся. Так, по информации журнала «Oil and Gas», в 2015 г. и 2016 г. национальное производство нефти оставалось на уровне 21 тыс. барр./сут., т.е. примерно 1 млн. т в год. Согласно актуальной информации «Национального бюро статистики Грузии», в 2013-2015 гг. данный показатель был в двадцать раза ниже имел тенденцию к сокращению (таблица).


Год/Показатель

Нефть, тыс. т

Газ, млн. куб. м

Добыча

Импорт

Экспорт

Добыча

Импорт

Экспорт

2013 г.

47,9

0

57

4,4

1538

0

2014 г.

43,3

10,3

52

10,3

2183,5

0

2015 г.

40,2

133,3

152,7

9,5

2091

83


Источник: рассчитано по данным «National Statistics Office of Georgia», URL: http://geostat.ge/?action=page&&p_id=2081&lang=eng.

Переработка нефти. После реформ начала 90-х годов Сартичальский НПЗ и Батумский НПЗ почти не функционировали. Грузия ждала «большую нефть» (кратное расширение собственной добычи), рассматривала различные варианты модернизации указанных перерабатывающих производств или создания новых мощных ПНЗ, но ни одна идея не была реализована. В итоге в национальной нефтепереработке укоренилось до 20-ти малотоннажных ПНЗ, выпускающих низкокачественную продукцию и действующих зачастую в «серой» зоне правого поля, а основную долю официального рынка нефтепродуктов занял импорт.

Учредителями Сартичальского НПЗ являются Министерство топлива и энергетики Грузии и государственная компания «Грузнефть». Основная продукция завода - нафта, мазут и дизельное топливо. Данные о текущей деятельности этого предприятия в открытом доступе не найдены.

Батумский НПЗ резко снизил объем переработки в середине 90-х годов. Часть промышленной зоны комбината площадью около 80 га, примыкающая к территории «Батумского морского порта», была приватизирована и использовалась новым собственником «Greenoak Group» в качестве перевалочной базы с годовым оборотом до 3,5 млн. т нефти в год. В 2004 г. после реконструкции мощностей этот показатель вырос до 9 млн. т/год, хотя максимальная проектная мощность нефтяного терминала достигла 15 млн. т/год. В конце 2000-х годов траст «Greenoak Group» принял решение о строительстве трех новых объектов: НПЗ (5-7 млн. т нефти в год), заводов по производству метанола и выпуску аммония, но эти планы реализовать не удалось.

В 2008 г. «Батумский нефтяной терминал» («БНТ») перешел в собственность и управление АО «КазТрансОйл» (дочернее предприятие АО НК «КазМунайГаз»). В настоящее время в состав «БНТ» входят железнодорожные эстакады, резервуарные мощности, нефтяные причалы и терминал сжиженного углеводородного газа, который является единственным в Грузии объектом, предназначенным для хранения, перевалки и экспорта СУГ, поступающего из Азербайджана, Казахстана и Туркмении. 

Что касается непосредственно нефтеперерабатывающих мощностей Батумского НПЗ, то в сентябре 2010 г. они были проданы турецкой компании «Батуми Петролеум» за 15 млн. долл. США с условием сохранения профиля деятельности.

Ввиду отсутствия крупнотоннажных НПЗ внутренний спрос на автомобильные бензины и дизельное топливо обеспечивается в основном за счет импорта, при этом в структуре суммарного ввоза РГ данный вид нефтепродуктов обладает наибольшим удельным весом в финансовом выражении. В 2004-2014 гг. поставки моторного топлива неуклонно нарастали и в 2014 г. достигли 900 тыс. т, при этом число компаний-импортеров сократилось почти в 10 раз - со 178 до 19 ед. Соответствующие данные представлены на рисунке.

Ввоз моторного топлива в Республик Грузия и число фирм-импортеров нефтепродуктов в 2004-2014 гг.


Рисунок: Ввоз моторного топлива в Республик Грузия и число фирм-импортеров нефтепродуктов в 2004-2014 гг.

Источник: «Transparency International Georgia», «Fuel Market in Georgia», September, 2015, URL: http://www.transparency.ge/sites/default/files/post_attachments/fuel_market_in_georgia_-_eng.pdf

На рынке РГ основные потоки импорта и реализацию нефтепродуктов контролируют пять компаний, управляющих сетями автозаправочных станций (число АЗС в 2015 г.): «Galf» (140), «Wissol» (120), «SOCAR» (120), «Rompetrol» (69) и «Лукойл» (63).

Крупнейшим импортером бензина и дизельного топлива является предприятие «SOCAR Georgia Petroleum», которое на 100% принадлежит ГНКАР «SOCAR». Ежемесячные поставки нефтепродуктов из Азербайджана в Грузию находятся на уровне 35 тыс. т. В 2008 г. «SOCAR Georgia Petroleum» на территории РГ построила первые автозаправочные станции, а в 2016 г. данный показатель достиг 120 ед.   

В 2016 г. идея о создании на территории Грузии НПЗ большой мощности обрела новые контуры. В мае указанного года ГНКАР «SOCAR» заявила о проекте по строительству на черноморском побережье около г. Кулеви нефтеперерабатывающего завода стоимостью 120 млн. долл. США.

Соглашение, заключенное между правительством Грузии и ГНКАР «SOCAR», предусматривает выполнение ряда обязательств: сроки работ - с 2017 г. по декабрь 2019 г., мощность завода - не менее 2 млн. т легкой нефти в год, выпускаемая продукция - автомобильные бензины класса «Евро-5». Кроме того, после ввода НПЗ в эксплуатацию на долю граждан Грузии должно приходиться не менее 70% общей численности персонала. В течение первых 10-ти лет эксплуатации правительству Грузии будет предлагаться по льготным ценам не менее 10% выпускаемых нефтепродуктов. Реализация проекта позволит значительно улучшить ситуацию на грузинском рынке моторных топлив и снизить зависимость страны от их импорта. 

Угольная отрасль. Страна обладает промышленными запасами каменных и бурых углей, но их добыча рентабельна на «точечных» участках отдельных месторождениях. В хозяйстве Грузии использование твердого топлива затруднено из-за слабого развития угольной инфраструктуры, поскольку ещё во времена СССР национальная теплоэнергетика и коммунальное хозяйство были переориентированы на использование жидких и газообразных энергоносителей, поставляемых из соседних регионов.   

Основу сырьевой базы угольной промышленности составляет каменноугольное месторождение «Ткибули-Шаорское», запасы которого превышают 300 млн т.

Указанное месторождение характеризуется тяжелыми горно-геологическими условиями разработки: (1) разделением основной угленосной толщи средней мощностью 50-60 м на шесть угольных пачек (пластов) мощностью 2-7 м, переслаивающихся углистыми и глинистыми сланцами, аргиллитами, алевролитами и песчаниками, (2) резким увеличением глубины (до 1,4-1,7 км) залегания базовой угольной толщи из-за горного рельефа местности, (3) сосредоточением на некоторых шахтах основных запасов в наклонных пластах, (4) сложностью строения угольных пластов, их склонностью к горным ударам, самовозгоранию, (5) повышением до 45-50 куб.м/т природной газоносности пластов с увеличением глубины залегания, (6) высокой зольностью углей, которая нестабильна и находится в диапазоне 25-35 %.

В 90-е годы угольная отрасль потеряла государственную поддержку, несмотря на то обстоятельство, что твердое топливо стало более широко использоваться в хозяйстве страны. В начале 2000-х годов две из четырех шахт «Ткибули Шаорского» месторождения были ликвидированы. Шахты им. Э. О. Миндели и А. А. Дзидзигури перешли в частную собственность, но в 2009 г., после непродолжительной работы, обанкротились.

В 1997 г. правительством Грузии было принято решение о разработке программы освоения «Ткибули-Шаорского» месторождения на новом научно-техническом уровне. Предполагалось, что безубыточность угольного производства будет достигнута путем создания энергетического комплекса, включающего добычу углей и метана угольных пластов, получение алюминия и редких металлов из переслаивающих пород, выработку электроэнергии на тепловых станциях, утилизацию отходов сжигания угля и изготовление на их основе строительных материалов. В 2008 г. исследовательские работы в этом направлении были приостановлены.

В период с 1995 г. по 2007 г. производство углей находилась на минимальных значениях - 5-10 тыс. т в год. После 2008 г. данный показатель начал резко увеличиваться и в 2013 г. достиг 446 тыс. т. В настоящее время на месторождении «Ткибули-Шаорское» основную добычу ведет предприятие «Saknakhshiri», входящее в многопрофильный холдинг «Georgian Industrial Group» («GIG»). На угольных шахтах периодически возникают забастовки рабочих, борющихся за повышение уровня безопасности на производстве.

Стоимость добычи каменных углей составляет не менее 70 долл. США. Основным потребителем твердого топлива является цементная промышленность. На рисунке представлены данные о добыче каменного угля в РГ.

Добыча угля в Республике Грузия в 1992-2014 гг., тыс. т

Рисунок Добыча угля в Республике Грузия в 1992-2014 гг., тыс. т

Источник: «Globaleconomy», URL: http://ru.theglobaleconomy.com/Georgia/coal_production/

Залежи бурого угля сосредоточены на юге страны в Ахалцихском бассейне. Разведанные запасы энергоносителя составляют 70 млн т. В угленосной толще (до 180 м) выделяются пять пластов сложного строения мощностью до 6 м. Угли отличаются высокой зольностью (около 45%), средней теплотворной способностью - до 6,475 МДж. В ХХ веке добыча в малых объемах ведется на «Вале-Ахалцихском» месторождении компаниями, входящими в холдинг «GIG».

В техническом плане перспективными направлениями использования твердого топлива являются: (1) производство синтетического бензина и жидкого топлива, (2) производство синтез-газа путем газификации угля, (3) получение из угля водорода для применения, например, в топливных элементах и пр. В настоящее время к одним из экологически чистых и многоцелевых угольных технологий относятся способы газификации угля в шлаковом расплаве, которые позволяют использовать низкосортное твердое топливо и без существенных затрат получать широкий спектр продукции из золошлаковых отходов. Грузия рассчитывает получить данные технологии из третьих стран, например, Китая, ЮАР, США или ЕС.

Возобновляемые источники энергии. Данный вид ресурсов пока не получил широкого применения в хозяйстве страны.

Запасы торфа (относится к условно возобновляемым ресурсам – в пределах готового прироста) оцениваются более чем в 60 млн. т. В Колхидской низменности на побережье Чёрного моря, вблизи городов Анаклиа, Поти, Ланчхути изучены около 50 месторождений общей площадью 17 тыс. га. Несколько десятков мелких торфяных месторождений располагаются в горных районах страны.  Основная часть балансовых запасов содержится в 13-ти относительно крупных торфяниках площадью по 100-5000 га. Производство торфяного топлива сдерживается по экологическим и экономическим причинам.

Страна богата проявлениями разнообразных термальных вод, которые могут быть использованы для производства энергии. Соответствующие прогнозные ресурсы достигают 2 млн. т у. т.

Валовый потенциал энергии ветра оценивается в 4 ТВт*ч в год. Для Грузии важность данного ресурса определяется возможностью компенсации сокращения производства гидроэнергии в зимний период. В 2016 г. была начата реализация проекта по созданию ветропарка «Kartli-1» мощность 20 МВт с перспективой увеличения этого показателя до 150 МВт. С целью стимулирования развития ветроэнергетики, среднегодовые темпы прироста которой оцениваются в 10%, генерирующим компаниям предоставляются льготы, в том числе по освобождению от уплаты НДС, лицензирования деятельности, свободному присоединению ВЭУ к общим силовым сетям.

Природные условия страны благоприятны для развития солнечной энергетики и сектора биотоплива. Во многих регионах число солнечных дней в году достигает 250-280, т.е. примерно 6,0-6,8 тыс. часов в год. Уровень инсоляции находится в пределах 1,25-1,8 тыс. кВт*ч/кв. м. Около 40% территории РГ покрыто лесами. Теплый и влажный климат позволяет выращивать различные культуры, в том числе технические.

Транзит энергоносителей. Слабая обеспеченность Грузии запасами углеводородов не снижает интерес к государству со стороны зарубежных компаний, рассматривающих РГ как важное звено в транспортных коммуникациях, проходящих вне территории России. В первую очередь это связано с планами Европейского Союза по расширению поставок нефти и газа из Центральной Азии и Каспийского региона, снижению энергозависимости от Российской Федерации, удерживанию Грузии в орбите влияния коллективного Запада.

На черноморском побережье страны функционируют порты и терминалы, на которые по трубопроводам и железной дороге поступают энергоносители из Азербайджана, а также Казахстана и Туркмении. 

Азербайджанская ГНКАР «SOCAR» является собственником терминалов, расположенных в городах Супса (мощность 3-5 млн. т в год) и Кулеви (около 3 млн. т), казахская нефтяная транспортная компания «КазМунайГаз» в лице кипрской фирмы «Batumi Terminals Limited» владеет и управляет «Батумским нефтяным терминалом» (мощность перевалки 10 млн. т) и «Батумским морским портом», а предприятие «APM Terminals» (на 100% принадлежит датскому холдингу «Maersk») контролирует морской порт в г. Поти (примерно 7 млн. т).

В контексте планов, связанных с идеей ПШП, важным шагом в развитии береговой инфраструктуры стало принятие решения о создании свободной промышленной зоны (по аналогии с СПЭ в Поти) и глубоководного порта вблизи п. Анаклия. Природные особенности гавани, в которой глубина моря достигает 20 м, позволяют построить причалы для приема судов грузоподъемностью до 150 тыс. т классов «Panamax» и «Post-Panamax». Максимальная мощность порта оценивается в 100 млн. т грузов в год, но для достижения этого показателя потребуется в несколько раз расширить пропускную способность железных дорог во всех республиках Закавказья. Например, в настоящее время соответствующий грузооборот между Грузией и Азербайджаном не превышает 30 млн. т в год.

 Рассматриваемый проект поддерживается США. В 2016 г. в тендере на строительство комплекса победил консорциум «Anaklia Development Consortium», основанный компаниями «TBC Holding» (Грузия) и «Conti International LLC» (США). В среднесрочной перспективе глубоководный порт Анаклия может стать крупным перевалочным пунктом на южном маршруте ЭПШП и «стянуть» торговые потоки стран Закавказья, Южной и Центральной Азии, Ближнего и Среднего Востока. По ряду позиций он может ослабить позиции российского порта «Новороссийск». 

На территории РГ создан энергетический транзитный коридор «Восток-Запад», включающий два магистральных нефтепровода «Баку-Супса», «Баку-Тбилиси-Джейхан» («БТД»), находящиеся в управлении «British Petroleum», и газопровод «Баку-Тбилиси-Эрзерум» («Баку-Эрзерум», «Южно-Кавказский трубопровод»). В транспортировке нефти важная роль отводится также железной дороге. 

Через восточную часть страны в меридианном направлении проходит магистральный газопровод «Владикавказ (Моздок)-Тбилиси-Ереван» (введен в эксплуатацию в 1970 г.). Отрезок ГТС, находящийся в пределах территории РГ, называется газопровод «Север-Юг».

Управление активами магистральных ГТС, расположенными на территории Грузии, осуществляется государственной компанией «Georgian Gas Transportation Company» («GGTC»). Функционирование национальных газораспределительных сетей обеспечивает компания «SOCAR Energy Georgia», 100% акций которой принадлежит ГНКАР «SOCAR».  В конце 2008 г. азербайджанская корпорация и правительство Грузии подписали договор о передаче в управление 30-ти газораспределительных хозяйств и сетей, при этом «SOCAR Energy Georgia» обязалась реализовать программу газификации грузинской территории с охватом не менее 150 тыс. новых объектов и в 2017 г. повысить до 82% уровень газификации РГ.

На рисунке представлена схема магистральных трубопроводов Республики Грузия.


Система магистральных трубопроводов Республики Грузия.


Рисунок Система магистральных трубопроводов Республики Грузия.

Источник: Neftegaz.RU, 20 июля 2016 г., URL: http://neftegaz.ru/news/view/151287-Tranzit-nefti-po-truboprovodam-Gruzii-v-1-m-polugodii-2016-g-snizilsya-na-2.

Транспортная система «Баку-Супса» («Баку-Тбилиси-Супса») действует с апреля 1999 г. Она создавалась для переброски жидкого топлива из Азербайджана на черноморское побережье Грузии и далее на мировой рынок. Проектная пропускная способность нефтепровода составляет 7 млн. т/год, стоимость – 560 млн. долл. США, протяженность - 830 км, из них по территории РГ проходит около 370 км. Для перевалки нефти вблизи г. Супса была создана новая морская инфраструктура, позволяющая принимать суда водоизмещением до 150 т: модернизирован «Супсинский нефтяной терминал» и ведена в эксплуатацию плавучая платформа для наполнения танкеров в море. Береговой терминал и морская платформа соединены между собой 5-ти километровым нефтепроводом. Условия строительства и эксплуатации грузинской части нефтепровода «Баку-Супса» были определены трехсторонним соглашением, заключенным правительством Грузии, «Азербайджанской международной операционной компанией» («АМОК») и ГНКАР «SOCAR».

В 2014-2016 гг. объем транспортировки нефти имел тенденцию к сокращению. В 2014 г. данный показатель составил 2,957 млн. т, в 2015 г. – 2,794 млн. т (уменьшение на 5,5%), в 2016 г. – 2,383 млн. т (минус 14,7%).

Нефтепровод «БТД» стоимостью около 3 млрд. долл. США был введен в эксплуатацию консорциумом «АМОК» в сентябре 2005 г. Эта ГТС предназначена для обеспечения поставок на европейский и другие рынки жидких углеводородов, добываемых на азербайджанском шельфе Каспийского моря: легкой нефти «Azeri Lite» («Азери-Чираг-Гюнешли») и газового конденсата с месторождения «Шах-Дениз».

Мощность «БТД» составляет 50 млн. т/год (максимальная - 85 млн. т/год). Нефтепровод «Баку-Тбилиси-Джейхан» стал третьим маршрутом экспорта жидких энергоносителей из восточной части Закавказья, наряду с трубопроводами «Баку-Супса» и «Баку-Новороссийск».

В настоящее время суммарная пропускная способность «БТД» и «Баку-Супса» пости в два раза превышает экспортные возможности Азербайджана, при том, что с 2010 г. добыча нефти в стране имеет устойчивую тенденцию к сокращению. Эта ситуация привела к снижению экономической эффективности указанных нефтепроводов. Предполагается, что увеличению уровня их заполняемости будет способствовать рост производства сырья на «АЧГ», но исследуемые и осваиваемые геологические структуры этих блоков богаты скорее газом, чем нефтью.

С середины 2010 г. в «БТД» начала поступать нефть из Туркмении, а с 2013 г. – из Казахстана. По состоянию на первую половину 2016 г., из указанных государств на мировые рынки было доставлено около 25 млн. т топлива, что позволило частично компенсировать сокращение экспорта Азербайджана. 

Решающий вклад в транспортировку дополнительных объемов сырья по «БТД» внесла Туркмения. Поставка легкой нефти производится согласно контракту, действующему между азербайджанской «SOCAR Trading» и «Dragon Oil (Turkmenistan) Ltd», добывающей углеводороды в рамках СРП (соглашение заключено в 2000 г. на срок 25 лет с возможностью продления на 10 лет). Компания «SOCAR Trading» закупает сырье на границе Туркмении, затем доставляет его морским транспортом на «Сангачальский терминал», где находится «входной фланец» нефтепровода «БТД». В 2011-2015 гг. объем прокачки туркменской нефти вырос более чем в два раза - с 2,2 млн. до 5,2 млн. т в год.

В 2016 г. по «БТД» транспортировка казахской нефти не осуществлялись. В феврале 2017 г. представителями Министерства энергетики Республики Казахстан было сделано заявление о том, что перспективы транзита в направлении Азербайджана зависят от результатов второй фазы освоения месторождения «Кашаган», которая началась в 2016 г.

В среднесрочной перспективе, при наличии необходимого количества нефти для экспорта, Казахстан может вернуться к рассмотрению вопроса о реализации проекта «Казахстанской Каспийской системы транспортировки» («ККСТ»). Предполагается, что в состав «ККСТ» войдут новый нефтепровод «Ескене-Курык» и «Транскаспийская система», включающая нефтеналивной терминал в порту Курык, нефтеналивные и специальные суда, приемный терминал на азербайджанском побережье Каспийского моря и трубопровод, соединяющий терминал с «БТД». На начальном этапе мощность трубопровода «Ескене-Курык» может достичь 25 млн. т нефти в год с возможностью расширения этого показателя до 56 млн. т/год. Проект «ККТС» не является новой идеей. В 2007 г. этот вопрос уже обсуждался казахской корпорацией «КазМунайГаз» и другими участники консорциума по добыче углеводородов на месторождении «Тенгиз» («Chevron», «ExxonMobil», и «LukArco»). На рисунке приведена схема «ККТС».

Схема «Казахстанской Каспийской системы транспортировки»

Рисунок Схема «Казахстанской Каспийской системы транспортировки».

Источник: «Neftegaz.Ru», 06.10.2016 г., URL: http://neftegaz.ru/news/view/154059-Azerbaydzhan-i-Kazahstan-snova-planiruyut-postroit-nefteprovod-Eskene-Kuryk-Baku

По нашему мнению, проект «БТД» был реализован при поддержке США исходя не только из экономических, но и политических соображений. Во-первых, для создания транспортного коридора в обход территории нашей страны и, во-вторых, с целью объяснения необходимости военного присутствия стран Запада в Закавказье (формально – для охраны этого дорогостоящего трубопровода) при одновременном выводе российских баз из Грузии, что в итоге нарушило баланс сил в регионе. Третьим фактором является курс США и их союзников на сдерживание Ирана.

В 2014-2016 гг. транспортировка нефти с использованием «БТД» имела тенденцию к повышению. В 2014 г. объем поставок составил 28,51 млн. т, в 2015 г. - 28,84 млн. т, в 2016 г. – 33,93 (рост почти на 18% к уровню предыдущего года).

В мае 2007 г. на «Первом энергетическом саммите» (г. Краков) был предложен еще один вариант транзита нефти из Каспийского региона в ЕС в обход территории России. Речь идет о проекте «Euro-Asian Oil Transport Corridor Project» («EAOTC»), который был инициирован Польшей и Украиной в ходе строительства нефтепровода «Одесса-Броды».

Для реализации «EAOTC» было создано «Международное трубопроводное предприятие (МТП) «Сарматиа» («MPR «Sarmatia»). В октябре 2007 г. соглашение об ассоциации с «MPR «Sarmatia» было подписано компаниями «SOCAR», «GOGC», «Klaipedos Nafta», «AB», «PERN «Przyjazn» S.A.» и «JSC «Ukrtransnafta».

В ноябре 2008 г. на «Четвертом энергетическом саммите» (г. Баку) президенты и официальные представители Азербайджана, Болгарии, Эстонии, Грузии, Греции, Венгрии, Италии, Латвии, Литвы, Польши, Румынии, Швейцарии, Турции, Украины, США и ЕС приняли совместную декларацию о поддержке инициативы создания каспийско-черноморско-балтийского транзитного пространства и развитии нефтепровода «Одесса-Броды» как его важнейшей составляющей.

Согласно проекту, на первом этапе предполагается осуществить переключение режима работы нефтепровода «Одесса-Броды» в аверсный режим и транспортировать до 10 млн. т нефти в год на Украину, в Словакию и Чехию. Второй этап предусматривает строительство нефтепровода между Украиной и Польшей для охвата польского и германского рынков с перспективой экспорта топлива в страны Балтии с перевалкой на нефтяном терминале в порту Гданьска. На третьей стадии запланировано расширение пропускной способности коридора до 40 млн. т нефти в год.

В 2017 г. руководство МТП «Сарматиа» ожидает получить от Польши разрешение на строительство нефтепровода «Броды-Плоцк» (Адамова застава), т.е. недостающей части Евроазиатского нефтетранспортного коридора. Протяженность трассы «Броды-Плоцк» составляет 377 км, из них 120 км пройдут по территории Украины. Схема «EAOTC» приведена на рисунке.

Схема поставок нефти по Евроазиатскому нефтетранспортному коридору в рамках проекта «EAOTC».


Рисунок Схема поставок нефти по Евроазиатскому нефтетранспортному коридору в рамках проекта «EAOTC».

Источник: «Международная трубопроводная компания ООО «Сарматиа», URL: https://sarmatia.com.pl/ru/проект-еантк/цели/.

Отметим, что поставщиками нефти по данному маршруту могут стать все страны Каспийского региона, включая Иран. 

Газопровод «Баку-Тбилиси-Эрзерум» («БТЭ», «Южно-Кавказский трубопровод») введен в эксплуатацию в конце 2006 г.  Назначение ГТС - транспортировка газа с месторождения «Шах Дениз» на рынки непосредственно Азербайджана, а также Грузии и Турции, где сырье поступает в национальные распределительные сети. Диаметр трубы «БТЭ» - 42 дюйма, протяженность трассы – около 970 км, из них в Азербайджане – 440 км, в Грузии -250 км, в Турции – 250 км, проектная мощность – 8 млрд. куб. м газа в год (потенциально возможная при модернизации действующих насосных станций – 24 млрд. куб. м).

Данная ГТС построена в том же коридоре, что и нефтепровод «Баку-Тбилиси-Джейхан» с целью снижения нагрузки на окружающую среду и стоимости трубопровода. Оператор строительства и эксплуатации «Южно-Кавказского трубопровода» - консорциум «South Caucasus Pipeline Company», состоящий из следующих компаний (доля в проекте, %): «BP» - оператор, 28,8, «AzSCP» - 10, «TPAO» - 19, «Petronas» - 15,5, «Лукойл» - 10, «NICO» - 10, «SGC Midstream» - 6,7.

Согласно многосторонним договоренностям, действующим в период разработки первой фазы месторождения «Шах Дениз», Грузия получала 5% транспортируемого газа за транзит газа по своей территории. За десять лет эксплуатации «БТЭ» потребителям Азербайджана, Грузии и Турции было поставлено 40 млрд. куб. м газа.

В декабре 2013 г. одновременно с утверждением плана освоения «Шах Дениз-2» было принято решение об увеличении мощности «БТЭ» на 16 млрд. куб. м в год. 

В рамках модернизации «БТЭ» примерно в тех же границах будет проложен параллельный газопровод и на территории Грузии построены две дополнительные компрессорные станции. Выгода Республики Грузия заключается в том, что около 20% средств (смета проекта - примерно 2 млрд. долл. США) предполагается направить на закупку местных товаров и услуг. Кроме того, в период строительства будет создано до 2 тыс. рабочих мест. С 2019 г. страна, вероятно, получит возможность закупки дополнительных объемов газа по льготной цене.

В середине текущего десятилетия поставки газа по «БТД» находились на уровне 6-8 млрд. куб. м в год. Участок ГТС, находящийся на территории Турции, несколько раз подвергался террористическим атакам. В 2015 г. в ЕС взрывы на трубопроводе вызвали новые дискуссии о возможности возвращения к идее российского «Южного потока» и усилили позиции России в продвижении «Турецкого потока».

Газопровод «Север-Юг» является частью газотранспортной системы «Владикавказ-Тбилиси-Ереван», проходящей через территорию Грузии и соединяющий города Гардабани и Нафтлуги. Находится в собственности и под управлением государственной «Грузинской нефтегазовой корпорации». Протяженность грузинской части трубопровода составляет 33,5 км, мощность – 8-10 млрд. куб. м в год. По ГТС поставляется сырье из России в Армению в объеме около 2 млрд. куб. м в год (в 2015 г. – 1,92 млрд. куб. м, в 2016 г. – 1,87 млрд. куб. м).

В период с 2007 г. по декабрь 2016 г. в качестве оплаты Россия передавала Грузии 10% поставленного в Армению газа, что было не выгодно ПАО «Газпром». Отбор российского газа приходился в основном на зимний период, когда РГ не могла увеличивать закупки топлива в Азербайджане из-за отсутствия свободных экспортных объемов.

В январе 2017 г. Россия и Грузия сумели договориться об изменении условий транзита, подписав соответствующий договор сроком на два года. Согласно документу, в 2017 г. оплата будет смешанной (сырьем и деньгами), в 2018 г. – осуществляться исключительно в денежной форме, при этом, Грузии предоставлена возможность закупать дополнительные объемы российского газа со скидкой 30 долл. США, т.е. по цене 185 долл. США за тыс. куб. м. Несмотря на компромисс, Грузия приняла решение отказаться от российских поставок в 2017 г. и восполнить нехватку топлива за счет импорта из Азербайджана или Ирана, исходя из ценовой конъюнктуры.

Одним из вариантов расширения транзита газа в ЕС в рамках «Южного энергетического коридора» является проект «White Stream» («WS») который обсуждается уже более 10 лет. В рамках «WS» предусматривается строительство газопровода, проходящего по дну Черного моря и его стыковка с «БТЭ» на территории Грузии вблизи г. Боржоми. В свою очередь в Азербайджане «БТЭ» планируется соединить с Транскаспийским газопроводом, берущим начало в Туркмении. Примерная мощность «WS» – 8 млрд. куб. м, стоимость – 4,5 млрд. евро.

Основные показатели магистральных и региональных трубопроводов Грузии приведены в таблице.


Основные эксплуатационные показатели магистральных и региональных трубопроводов Республики Грузия.



Дополнительным транзитным маршрутом нефти через территорию РГ является железная дорога, которая связывает Каспийское и Черное моря, а в более широком контексте - обеспечивает перевозку грузов из дальней Азии в направлении Европы.

В 2007 г. – первой половине 2008 г. АО «Грузинская железная дорога» транспортировало на черноморские терминалы около 200 тыс. т в год туркменского сырья. Во середине указанного года Туркмения переориентировала этот поток на российский порт «Новороссийск». В 2015 г., после неоднократных раундов переговоров между РГ и Туркменией о возвращении наливных грузов в грузинский транспортный коридор, перевозки были возобновлены в тестовом режиме. В 2017 г. стороны договорились о транзите 4,5 млн. т нефти в ближайшие три года.   

Данные о параметрах транзита нефти и газа через территорию Грузии приведены на рисунке.

Транспортировка нефти и газа через территорию Республики Грузия в 2006-2016 гг.


Рисунок Транспортировка нефти и газа через территорию Республики Грузия в 2006-2016 гг.

Примечание. На графике указаны максимальные значения показателей.

Источник: составлено по данным «Грузинской нефтегазовой корпорации»


ПРОДОЛЖЕНИЕ









Нет комментариев
Добавить комментарий