+7 926 9561571

Проблемы и перспективы развития энергетики Азербайджанской Республики. Часть 2, выводы.

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




Первая часть статьи.

Матвеев И.Е. Авторская статья

"Энергетика Азербайджана. Проблемы и перспективы развития энергетики Азербайджанской Республики".

Часть 2, выводы.


Производство газообразного топлива осуществляется на газоконденсатных и нефтяных месторождениях, при этом часть сырья, растворенного в жидких углеводородах, используется непосредственно на месторождениях для поддержания пластового давления. В газовом секторе зафиксированы два периода роста: интенсивного - с 2005 г. по 2010 г. и более плавного – с 2012 г. по 2015 г. В целом за период с 2006 г. по 2016 г. добыча топлива увеличилась в три раза, затем наметился спад производства (в 2015-2016 гг. данный показатель сократился на 3% - до 17,5 млрд. куб. м).

Основные объемы газообразного топлива страны заключены в гигантском газоконденсатном месторождении «Шах Дениз» (глубина моря - около 100 м). Контракт на его разработку стал вторым после «АЧГ» крупным по объему финансирования и политически важным СРП, заключенным правительством страны с зарубежными предприятиями (действует с 1996 г. по 2031 г.).

На начальном этапе в консорциум вошли такие компании, как (доля в акционерном капитале, %): норвежская «Statoil» (26,0), британская «BP» (25,0, «ВР Exploration Shahdeniz Ltd» - оператор проекта), «SOCAR» (10,0), российско-итальянская «LukAgip» (10,0), иранская «NIOC» (10,0), французская «Total» (10,0), турецкая «TPAO» (9,0). В настоящее время структура капитала следующая: «BP» (28,8, оператор), «AzSD» (10,0), «SGC Upstream» (6,7), «Petronas» (15,5), «LUCOIL» (10,0), «NICO» (10,0), «TPAO» (19,0).

Разработка запасов месторождения «Шах Дениз» осуществляется в несколько этапов. На первом этапе («Шах Дениз-1») была построена морская платформа, с которой в ходе работ предполагается пробурить 15 скважин с отходом от вертикали. Промышленное производство углеводородов началось в 2006 г. В рамках первой фазы освоения, т.е. в период до 2031 г., намечено извлечь 178 млрд. куб. м газа и 34 млн. т газового конденсата.

Пять дебетовых скважин, введенных в эксплуатацию до 2013 г., характеризовались высоким уровнем притока газа, что позволило удержать добычу на проектном уровне, несмотря на резкое снижение пластового давления в первом полугодии 2011 г. 

В 2010 – 2016 гг. производство газа в среднем за год выросло более чем на 50% и характеризовалось следующими показателями (млрд. куб. м в год): 2010 г. - 6,9, 2011 г. - 6,67, 2012 г. - 7,73, 2013 г. - 9,8, 2014 г. – 9,9, 2015 г. – 9,9, 2016 г. – 10,7. В дальнейшем, до начала реализации второго этапа освоения месторождения («Шах Дениз-2»), концерн предполагает удержать добычу на уровне не менее 9 млрд. куб. м в год с целью обеспечения производственных и экспортных планов.

Отметим, что в 2017 г. на месторождении «Шах Дениз» максимальная мощность добывающей системы достигла 29,5 млн. куб. м в сутки, т.е. около 10,8 млрд. куб. в год. В целом, с декабря 2006 г. по январь 2017 г. на месторождении было добыто 78,4 млрд куб. газообразного топлива (44% итогового показателя по проекту) и 19,6 млн. т газового конденсата (57%). При оптимистичном сценарии поддержание добычи на уровне 9 млрд. куб. в год возможно в период до 2021-2022 гг.  

На втором этапе («Шах Дениз-2», стоимость 28 млрд. долл. США) намечено реализовать комплекс мероприятий по строительству двух морских платформ, обеспечивающих бурение 26 подводных скважин, расширению сети морских трубопроводов и мощности Сангачальского терминала.

С целью увеличения экспорта топлива в рамках «Шах Дениз-2» запланировано увеличение пропускной способности «Южно-Кавказского газопровода» (введен в эксплуатацию в 2006 г.), строительство Трансанатолийского и Трансадриатического трубопроводов («TANAP» и «TAP»), образующих каркас «Южного газового коридора», предназначенного для транспортировки углеводородов из Каспийского региона в страны объединенной Европы.

Предполагается, что в рамках «Шах Дениз-2» к 2020 г. производство газа увеличится до 16 млрд. куб. в год, из них 10 млрд. куб. м будут экспортироваться в ЕС, 6 млрд. куб. м - Турцию. Указанный объем добычи планируется сохранить в течение примерно 10 лет - до 2028-2030 гг.

В период до 2020 г. может быть принято решение о продолжении добычи в рамках третьей стадии разработки - «Шах Дениз-3». В настоящее время изучаются результаты сейсморазведки, проведенной по методике 3D. По итогам этого анализа будет принято решение о целесообразности проведения разведочного бурения.

Крупные запасы газа (280-300 млрд. куб. м) могут находиться в глубоководных структурах «АЧГ», расположенных в азербайджанском секторе Каспийского моря вблизи с границей с Туркменией. Национальным специалистам известны основные параметры геологического строения этих месторождений, что позволяет уже в настоящее время приступить к разработке плана их освоения. Правительство Азербайджана надеется, что ведущая компания «АМОК» - «British Petroleum» примет положительное решение о переходе к третьему этапу проекта. Первые промышленные объемы топлива в 3-5 млрд. куб. м в год могут быть получены не ранее 2026-2030 гг.

Таким образом, в ближайшие восемь лет в Азербайджане, при оптимистичном развитии событий, среднегодовая добыча газа может увеличиться до 34-35 млрд. куб. Во второй половине следующего десятилетия просматривается сокращение данного показателя на 5-10% в год.

Данные, характеризующие производство газообразного топлива в Республике Азербайджан, приведены на рисунке 6.


Суммарное производство газа в Азербайджанской Республике в 2001-2030 гг.,


Рисунок 6. Суммарное производство газа в Азербайджанской Республике в 2001-2030 гг., добыча газа в рамках проектов «Шах Дениз-1» и «Шах Дениз-2» в период до 2035 г, оценка автора, млрд. куб. м.

Источники: «British Petroleum», «EBRD», «SOCAR», «Azernews.az», «Neftegaz», оценка автора.


Почти весь объем газа, который будет добываться в рамках второй стадии разработки «Шах Дениз», законтрактован для поставок в страны объединенной Европы.

Переработка нефти и газа. Старейшие в стране нефтеперерабатывающие мощности находятся в г. Баку (комплекс предприятий начал создаваться в 40-х годах, впоследствии основные фонды неоднократно модернизировались в 70-е, 80-е и 90-е годы). До января 2015 г. они входили в структуру «ГНКАР» в виде двух НПЗ - «Азнефтьяг» (производил в основном битумы, мазуты, технические виды масел, смазки) и «Бакинского нефтеперерабатывающего завода им. Г. Алиева (выпускал светлые нефтепродукты). В год предприятия перерабатывали от 6 до 8 млн. т нефти.

В настоящее время сырье для переработки поступает от «ГНКАР» (с месторождений, разрабатываемых самой корпорацией), а также азербайджанских операционных компаний и совместных предприятий, в основном с блока «АЧГ» (нефть, в случае, если имеются свободные объемы) и «Шах Дениз-1» (газоконденсат, который остается невостребованным после закачки жидкостей обратно в пласт). С расширением экспорта легкой азербайджанской нефти и ростом технологических потребностей в газоконденсате на месторождении «Шах Дениз» происходит сокращение поставок сырья на НПЗ страны. Для загрузки заводов и обеспечения внутреннего спроса на нефтепродукты (пока еще слабого) Азербайджан вынужден закупать нефть за рубежом.

В 2015 году было принято решение о слиянии двух бакинских НПЗ в одно предприятие с целью оптимизации процесса управления. В текущем десятилетии планируется их модернизация с таким расчетом, чтобы производственные мощности могли функционировать до 2030 г.

Корпорация «ГНКАР» прорабатывает планы развития переработки за рубежом – в Турции, Грузии, Румынии, на Украине. В настоящее время компания ведет строительство комплекса в Турецкой Республике. Проектная мощность завода «STAR» (начало проектных работ – 2011 г., окончание намечено на 2018 г.) составляет 10 млн. т в год, при этом сырье будет поставляться по ГТС «БТД», а нефтепродукты - реализовываться на рынке Турции и вывозиться в ЕС (это будет первый НПЗ, построенный в стране после 70-х годов).

  Национальный сектор переработки газа представлен заводом «АзГПЗ» (создан в 1961 г. и впоследствии несколько раз модернизировался). В 2003 г. объект был передан на баланс компании «ГКНАР». Сырьем для «АзГПЗ» служит газ и газовый конденсат, добываемые на Гарадагском месторождении, попутный нефтяной и природный газ, поступающий с морских платформ компании «Азнефть» и других фирм. В год завод может переработать до 3 млрд. куб. топлива. Основная продукция - сухой очищенный газ и газовый конденсат, сжиженный углеводородный газ (СУГ), бутан, пропан, нафта, бензин. Часть указанных товаров получают ПО «Азеригаз» (занимается продажей газа на территории страны) и ООО «Меишетмаегаз» (реализует СУГ). Газовые бензины поставляются на экспорт.

К середине следующего десятилетия (сроки могут быть продлены, например, до 2030 г.) вблизи п. Сангачалы предполагается создать нефтеперерабатывающий, нефтехимический комплекс, комплекс по глубокой переработке газа, завод по производству химических удобрений (до 1 млн. т). Годовое потребление новых предприятий - до 10 млн. т тяжелой сернистой нефти и 12 млрд. куб. газа. Планируется, что сырье будет импортным и поступать из Казахстана, России, других стран.

Подведем краткие итоги. Для организации производства нефти на гигантской структуре «Азери-Чираг-Гюшенли» и ее экспорта правительство страны привлекло крупнейшие зарубежные корпорации. В ходе реализации «проекта века» иностранным компаниям менее чем за 20 лет удалось не только вернуть инвестиции, но и получить прибыль в двукратном размере, что в мировой практике встречается крайне редко при реализации подобных задач.

Первоначальному успеху консорциума «АМОК» способствовал набор благоприятных факторов, в том числе – усиление мировой конъюнктуры в период до глобального финансово-экономического кризиса 2008 г., своевременный выход производственных мощностей «АЧГ» на проектный уровень, относительно низкая себестоимость добычи (по оценкам, в 2000-х годах - около 3,5 долл./барр.).

Во втором десятилетии наступившего века интерес зарубежных участников «АМОК» к сохранению высоких производственных показателей ослабел по ряду причин: «пик» добычи нефти пройден, по проекту расчетный период разработки ограничен 2024 годом, дальнейшие планы по стимулированию нефтеотдачи требуют высоких затрат, мировая конъюнктура слабая и не обеспечивает, как раньше, высокую рентабельность, доля в СРП снизилась с 70% до 30%.

Для национального нефтяного сектора наиболее успешным стал семилетний период с 2003 г. по 2010 г., после которого добыча начала снижаться. В 2010-2016 гг. стране не удалось переломить тенденцию спада производства в условиях сокращения ресурсной базы «АЧГ».

Основным источником газообразных, а также жидких энергоносителей является гигантская структура «Шах Дениз». Ее разработка началась в 1996 г. концерном, состоящем из следующих компаний (доля в проекте, %): «BP» (оператор, 25,5), «Statoil» (25,5), «SOCAR», «LUCOIL», «NIOC», «Total» - по 10, «TPAO». Работы намечено проводить в несколько этапов.

Первая стадия рассчитана на период с 2006 г. по 2031 г. В 2016 г. добывающие мощности достигли максимального уровня производства в 9-10 млрд. куб. м в год, который требуется удержать до 2018 г., т.е. до начала реализации второго этапа освоения месторождения.

Предполагается, что в 2018-2020 гг. в рамках «Шах Дениз-2» добыча вырастет до 16 млрд. куб. м газа в год и останется на этом уровне до 2028-2030 гг. Затем, с истощением запасов, производство начнет сокращаться.

С целью сохранения конкурентоспособности национального газового сектора в долгосрочной перспективе правительство Азербайджана и участники соответствующего концерна во главе с ТНК «ВР» рассматривают возможность разработки и реализации третьего этапа освоения этой структуры («Шах Дениз-3»).

В стране производство газа ведется также на блоке «АЧГ» и отдельных небольших структурах.

На «АЧГ» часть извлеченного сырья закачивается обратно в пласт для поддержания рабочего давления, остальной объем топлива направляется азербайджанской стороне на безвозмездной основе. В начале текущего десятилетия, ввиду реализации программы по стабилизации производства нефти, доля свободного газа, передаваемая в собственность «ГНКАР», стала сокращаться.

На временном горизонте до 2030 г. возможна организация производства газообразного топлива на глубоководных участках «АЧГ». Национальные специалисты располагают необходимыми геологическим данными, но производственные параметры этого проекта пока не определены. Для проведения соответствующих работ потребуется получить поддержку зарубежных корпораций и финансовых институтов, учесть интересы Туркмении. 

Новейший опыт развития нефтегазовой промышленности Азербайджана свидетельствует о том, что в основу ее развития положен экстенсивный метод хозяйствования, при котором увеличение и поддержание уровня добычи обеспечивается путем ввода в эксплуатацию новых месторождений. В случае, если ресурсная база не будет своевременно расширяться, отрасль может оказаться в кризисной ситуации. 

Мощности по переработке нефти (НПЗ в г. Баку) и газа («АзГПЗ») были созданы во времена СССР и в настоящее время требуют модернизации. Эти предприятия испытывают нехватку сырья – почти вся нефть поставляется на экспорт, а газовый конденсат все более широко используется для закачивания обратно в пласт с целью поддержания давления. В период до 2030 г. в стране предполагается построить крупный нефтехимический комплекс, способный перерабатывать до 10 млн. т нефти и 12 млрд. куб. газа, ориентированный на импортное сырье. Компания «ГКНАР» предполагает повысить эффективность сектора переработки путем создания мощностей за рубежом, поскольку внутренний спрос на нефтепродукты пока остается слабым. Первый крупный НПЗ, работающий на азербайджанской нефти, может быть введен в 2018 г. в Турции.

В целом, в обозримой перспективе (на временном горизонте до 2030 г.) ситуация с производством нефти и газа в Азербайджане и его переработкой внутри страны остается в высокой степени неопределенной ввиду ограниченности ресурсной базы и взятых на себя долгосрочных обязательств по экспорту топлива по «Южному транспортному коридору».

Транспортный сектор. Трубопроводный транспорт АР начал активно развиваться в ХХ веке с расширением сети нефтепроводов и продуктопроводов, по которым сырье поступало от основных промыслов к перерабатывающим заводам и в другие регионы, а продукция низшего передела – на химические и нефтехимические предприятия. В 50-е годы были созданы новые и модернизированы действующие трубопроводы: «Баку-Батуми», «Баку-Тбилиси», «Баку-Новороссийск», «Астара-Нефтечалинское-граница с Ираном» и др.

В 90-е годы в течение первых нескольких лет разработки «АЧГ» азербайджанская нефть направлялась в российский порт Новороссийск по МНП «Баку-Новороссийск», согласно договору, который действовал в период с 1996 г. по 2013 г. (начиная с 2014 г. транспортировка нефти осуществляется на основе коммерческого контракта, заключенного НК «Транснефть» и «ГНКАР»).

В 1999 г. был введен в эксплуатацию магистральный нефтепровод «Баку-Тбилиси-Супса», а в 2006 г. - более мощный трубопровод «Баку-Тбилиси-Джейхан», конечный пункт которого находится на Средиземноморском побережье Турции вблизи с границей с Сирией. МНП «БТД» позволяет экспортировать нефть в обход проливов Босфор и Дарданеллы. Его пропускная способность - около 50 млн. т в год (1 млн. барр./сут.), расчетный срок эксплуатации - 40 лет, при этом в последние 15 лет (после 2034 г.) нефтепровод будет передан в собственность Азербайджана.

В 1982-1986 гг. была создана основа национальной ГТС - разветвленная система газопроводов, по которым топливо транспортируется в северном и западном направлениях («Кази-Магомед-Моздок», «Кази-Магомед-Казак- Сагурамо») и к границе с ИРИ («Кази-Магомед-Астара»). В настоящее время эти объекты поддерживаются в работоспособном состоянии и обеспечивают надежность транспортировки энергоносителей.

Магистральный Южно-Кавказский трубопровод («БТЭ», начало эксплуатации - 2006 г, пропускная способность - 20 млрд куб. м газа в год.) был создан для транспортировки газа с месторождения «Шах Дениз» в Турцию и далее на рынок ЕС.

В Азербайджане и Грузии нефтепровод «БТД» и газопровод «БТЭ» проложены в одном коридоре на расстоянии 10-30 м, при этом их отдельные участки проходят вблизи районов с повышенными политическим рисками - Нагорного Карабаха и Южной Осетии (на ее территории находятся около 1,5 км МНП «БТД»).

Выводы:


  1. В Азербайджанской Республике основные запасы углеводородов сосредоточены в Каспийском море. Шельфовые структуры, находящиеся в азербайджанском секторе, являются высоко опоискованным на нефть и газ, поэтому в долгосрочной перспективе открытие новых рентабельных крупных, а уже тем более гигантских месторождений, подобных «АЧГ» и «Шах Дениз» маловероятно.
  2. Основными проблемами нефтегазовой промышленности являются истощение ресурсной базы и сложность разведки новых шельфовых залежей в пограничных районах. Для разрешения этих вопросов требуется разграничение акватории Каспийского моря между Азербайджаном, Туркменией, Казахстаном и Ираном.
  3. Азербайджанская Республика обладает возможностью использования возобновляемых ресурсов. Наиболее крупный энергетический потенциал сосредоточен в секторах ветро- и гелиоэнергетики. Развитие сферы ВИЭ и сектора энергосбережения требует масштабных инвестиций и поддержки со стороны государства, но финансовые ресурсы страны ограничены. В этой связи в среднесрочной перспективе быстрое увеличение мощности ВИЭ-станций ожидать не приходится.
  4. В наступившем веке производство нефти достигло максимального уровня уже в первом десятилетии. Затем наступила стадия «падающей» добычи ввиду сокращения запасов месторождения «АЧГ» - основной ресурсной базы отрасли. В период до 2030 г. объем извлечения жидкого топлива, вероятно, уменьшится в 2,5-3 раза, что приведет к сокращению до минимума экспортного потенциала отрасли, полному отказу Азербайджана от вывоза жидкого топлива с целью обеспечения растущего внутреннего спроса. Ситуация осложняется наличием внешних обязательств страны по экспорту нефти. Нехватку нефти и нефтепродуктов, предназначенных для собственного потребления, Азербайджан вынужден восполнять за счет импорта. Зависимость страны от внешних поставок, вероятно, будет стабильно усиливаться.
  5. Сокращение добычи жидкого топлива на месторождении «АЧГ» и ее экспорта повышает риски экономической и социальной нестабильности ввиду снижения уровня накоплений в «Государственном нефтяном фонде Азербайджанской Республики» и, как следствие, сокращения объемов финансирования социальных проектов и программ, государственных программ модернизации хозяйства, развития сырьевого и несырьевого секторов.
  6. Добыча газа резко увеличилась во второй половине 2000-х годов, что соответствовало расчетным параметрам первой фазы проекта по освоению месторождения «Шах Дениз». Производство газообразного топлива сопряжено с реализацией дорогостоящих мер по перманентной стабилизации объемов извлечения ввиду геологических особенностей шельфовых месторождений Каспия. Важной задачей правительства Азербайджана и консорциума «АМОК» является удержание среднегодовой добычи на уровне 8,5-9 млрд. куб. м газа в период до 2019-2020 гг., т.е. до начала промышленной добычи топлива в рамках второй фазы работ («Шах Дениз-2») с целью обеспечения экспорта и внутренних потребностей страны. Эти процессы слабо поддаются прогнозированию ввиду влияния на них природных факторов, геополитики и др.
  7. В начале третьего десятилетия, при благоприятном стечении обстоятельств, производство газа может увеличиться до 34-35 млрд. куб., а по оптимистичным оценкам – до 40 млрд. куб. м газа в год. Возможно, что добычу удастся сохранить на максимальном уровне в течение двух-трех лет. После 2025 г. просматривается сокращение этого показателя на 5-10% в год.
  8. Нефтяная и газовая отрасли Азербайджанской Республики развиваются на основе экстенсивного метода. Рост производства напрямую зависит от ввода в эксплуатацию новых залежей углеводородов.
  9. Ключевые экспортные трубопроводы проложены по территории Грузии и Турции. Отдельные участки магистральных трубопроводных систем подвержены рискам, связанными с нестабильностью политической ситуации в районах Нагорного Карабаха, Южной Осетии (контролирует 1,5 км «БТД»). Для охраны указанных объектов создаются даже специальные воинские подразделения.
  10. В период до 2020 г. намечена модернизация национальных газотранспортных мощностей в рамках плана ЕС по созданию «Южного транспортного коридора». Почти весь газ, добытый в рамках проекта «Шах Дениз-2», законтрактован Европейским Союзом (Грецией, Италией и другим государствами, стремящимся снизить импортную зависимость от России). Эти планы могут негативно отразиться на внутреннем рынке газа - может возникнуть дефицит (как и по нефти), который придется компенсировать импортом, с большой долей вероятности - из Ирана, Казахстана, Туркмении, России.
  11. В 90-е годы в обмен на финансовую и технологическую поддержку международных нефтегазовых корпораций и иных структур, Азербайджану было предложено согласовывать с государствами Запада свою внешнюю политику не только в экономике, но и других сферах. Страна начала втягиваться в блок НАТО.
  12. С опорой на США и их союзников Азербайджанская Республика намеревалась решить нескольких ключевых задач: урегулировать ситуацию в Нагорном Карабахе, не допустив его отделения, упрочить свое положение в Закавказье, выйти на трек устойчивого развития хозяйства и стать более заметным участником мирового рынка нефти. Прозападный вектор политики Азербайджана соответствовал геополитическим интересам и замыслам ведущих западных государств, которые юридически, финансово и вербально «подпитывали» надежды и энергетические амбиции страны.
  13. Западные государства стремились и не оставляют попыток использовать Азербайджан в собственных интересах, выходящих за рамки региона, – для сдерживания развития России, замедления интеграционных процессов в ЕАЭС, «удушения» Ирана, продвижения интересов мировых ТНК на международные рынки, противодействия расширению использования национальных валют в торговле энергоносителями и другими природными ресурсами.
  14. В среднесрочной перспективе в Закавказье возможно смещение акцента энергетической политики стран Запада с добывающего на транспортный сектор. Для наполнения магистральных трубопроводов «Южного транспортного коридора» страны ЕС и их союзники могут привлечь государства Центральной Азии и Иран по экономическим, а также политическим причинам, пытаясь выдавить Россию из региона, нарастить конфликтный потенциал. Вовлечение третьих стран в поставки топлива является позитивным фактором для Азербайджана, который с большой долей вероятности не сможет реализовать в полном объеме заявленные обязательства по экспорту нефти и газа.
  15. В настоящее время Азербайджанская Республика проводит сбалансированную энергетическую политику, основываясь на адекватной оценке международной ситуации и собственных возможностей, стремясь избежать идеологизации межгосударственных связей и ущемления национальных или религиозных особенностей стран-партнеров. Деятельность правительства направлена на выстраивание прагматичных и дружественных отношений со всеми участниками нефтяного и газовых рынков – производителями и потребителями первичных ТЭР, государств, участвующих в транзите энергоресурсов.
  16. На внешнем контре Азербайджан решает две основные задачи: (А) укрепить позиции на рынке стран объединенной Европы и (Б) не упустить возможности по развитию сотрудничества с соседними добывающими государствами, в первую очередь Россией, Казахстаном, Туркменией и Ираном, а также Китаем.
  17. Азербайджан развивает сотрудничество со странами СНГ, изучает опыт взаимодействия государств в рамках ЕАЭС и ШОС, однако, вопрос урегулирования Нагорно-Карабахского конфликта, по-прежнему, остается одним из основных факторов, сдерживающих его сближение с ЕАЭС.
  18. Современный более независимый курс Азербайджана на обеспечение баланса в энергетической политике привел к усилению внешнего давления на правительство страны. В текущем десятилетии ведущие страны Запада жестко указали на (А) ограниченность ресурсов Каспийского шельфа, (Б) наличие у инвесторов нефтегазового сектора «нереалистичных ожиданий», сформировавшихся на основе данных о запасах, полученных в 90-е годы, (В) сложности работы в условиях действующего «авторитарного» режима. Возможно, что в дальнейшем усилятся попытки дестабилизации внутренней ситуации в Азербайджане, который в Закавказье представляется наиболее привлекательной целью для террористических образований, подавляемых Россией и силами международной коалиции на Ближнем и Среднем Востоке.
  19. В целом, даже в условиях благоприятной мировой конъюнктуры период нефтегазового благополучия Азербайджанской Республики ограничен двумя ближайшими десятилетиями.
  20. Нашей стране, на наш взгляд, целесообразно проводить политику, нацеленную на интеграцию Азербайджанской Республики в ЕАЭС. Это позволит России и другим участникам союза усилить экономические позиции на Южном Кавказе и Каспийском регионе, получить новые возможности для выхода на рынки европейских стран, государств Ближнего и Среднего Востока, продвижения на африканский континент, повысить уровень безопасности в своей части Евразии. Перефразируя известные выражения, настало время собирать камни, или нас сомнут поодиночке. При этом в спешке нет необходимости, «просто надо твердо и по совести, спокойно и смиренно идти своим путем, не гонясь за призраками, за суррогатами единства».



Нет комментариев
Добавить комментарий