Анонс книги Матвеева И.Е. «ЭНЕРГЕТИКА СТРАН СНГ: ИСТОРИЯ, СОВРЕМЕННОСТЬ, ВЗГЛЯД В БУДУЩЕЕ»
Энергетика Туркмении.
Топливно-энергетический комплекс Туркменистана
Energetika-Turkmenii.Toplivno-energeticheskii-kompleks-Turkmenistana
Сокращения:
ВИЭ – возобновляемые источники энергии
ГНП – газоносная провинция
ГПЗ – газоперерабатывающий завод
ГРР – геологоразведочные работы
ГТС – газотранспортная система
НГНП – нефтегазоносная провинция
НПЗ – нефтеперерабатывающий завод
ПИИ – прямые иностранные инвестиции
САЦ - газопровод Средняя Азия – Центр
СРП – соглашение о разделе продукции
Становление и развитие нефтегазовой промышленности до распада СССР
О наличии залежей углеводородов на восточном побережье Каспийского моря, в западной части современного Туркменистана, было известно в начале второго тысячелетия – примерно в XIII в. В ранние века они разрабатывались колодезным способом. Первые крупные геологоразведочные работы были начаты в 1886 г. на нефтяном месторождении «Челекен» (расположено на полуострове, введено в эксплуатацию в 1950 г.), в 1882 г. – на месторождении «Небит-Даг» (это туркменская часть «Балаханы-Сабунчинского» месторождения, а в его азербайджанской части промышленная добыча ведется с 1873 г.). С развитием спроса на нефть росло число компаний отрасли. В 1900 г. на территории Закаспийской области России (в 1869-1885 гг. многие районы Западной Туркмении вошли в состав Российской империи на добровольных началах) действовали 23 предприятия, включая фирму А. Нобеля.
В середине 20-х годов, после нескольких лет гражданской войны и иностранной интервенции, работы в нефтяной отрасли Туркменской ССР возобновились (в 1924 г. республика была преобразована из Туркменской области, входившей в Туркестанскую АССР). В 30-х годах были восстановлены промыслы на месторождении «Челекен», введено в эксплуатацию нефтяное месторождение «Небит-Даг» (1933 г.), наращивались объемы поискового бурения еще на двух структурах – нефтегазоконденсатном месторождении «Кеймир» (начало ГРР - 1932 г.) и газоконденсатном месторождении «Чикишляр» (начало ГРР - 1934 г.).
В конце 40-х годов геологи притупили к системному изучению локальных нефтегазоносных структур в рамках общесоюзной комплексной стратегии развития, предусматривающей ликвидацию диспропорций в развитии производительных сил, устранение чрезмерной скученности населения в крупных городах, преодоление различий между городом и деревней, преобразование культурной среды отсталых районов СССР с учетом таких факторов, как:
- количество и географическая структура распределения промышленных запасов нефти и газа;
- качественные показатели сырья, содержащегося в месторождениях, подготовленных к разработке;
- уровень развития техники и технологии добычи и переработки нефти и газа;
- количеством общественного труда, затрачиваемого на добычу и переработку нефти и газа;
- объем потребления нефти, нефтепродуктов и газа, а также структура потребления нефтепродуктов;
- характер и условия транспортировки нефти, газа и нефтепродуктов.
Представляется, что подобный подход к развитию экономики и общества не утратил актуальности и в XXI веке.
В западной части Туркмении (в туркменской части Амударьинской ГНП на границе с Узбекистаном) первые залежи газа были обнаружены в 1956 г. на месторождении «Дарваза». Позже были открыты Гугуртли, Ачак, Шатлык, Даулетабад-Донмез, Малай и другие структуры, всего – 48 месторождений.
Данные геологоразведки, полученные в 50-60-е годы, позволили, во-первых, увеличить объем извлечения сырья, во-вторых, наметить планы по продолжению поисковых работ. В 60-70-х годах исследования велись в пределах юго-восточного склона Центрально-Каракумского свода и Предкопетдагского прогиба. В 1979 г. в Прибалхансоком нефтегазоносном районе было открыто крупное газоконденсатное месторождение «Восточный Чекелен», приуроченное к нижнекрасноцветным отложениям. В указанных отложениях были выявлены также залежи нефти (на месторождении «Гограньдаг») и газового конденсата (на месторождении «Экиз-Ак»). На площади «Караджаулак», расположенной на северном борту Предкопетдагского прогиба, был получен промышленный приток газа. Затем, в первой половине 80-х годов внимание геологов сконцентрировалось на красноцветных, акчагыльских и апшеронских отложениях Западно-Туркменской нефтегазоносной провинции: Прибалханской зоне поднятий, плиоценовых отложениях Гограньдаг-Окаремской зоны поднятий, шельфе Каспийского моря.
К концу советского периода на территории республики были закартированы и изучены (возможно, частично) несколько сотен нефтегазоносных структур - в Южно-каспийской нефтегазоносной провинции - около 30-ти крупных нефтегазоносных месторождений, включающих 211 залежей, в Амударьинской ГНП – около 50 газовых и газоконденсатных месторождений (в них добыча газа осложняется из-за наличия в сырье более 6% сероводорода и аномально высокого пластового давления, нефти – ввиду высокого содержания серы, смол и асфальтенов), в Чу-Сарысуйской газоносной области (Чимкентская обл.) – две залежи в границах газового месторождения «Придорожное» (открыто в 1973 г., разработка не велась). Физические показатели запасов не публиковались - в СССР эти данные составляли государственную тайну.
Читая научные материалы и производственные отчеты тех лет испытываешь чувство глубокого уважения к рабочим и инженерам, обеспечившим высокие показатели за счет напряженного труда в сложных условиях (около 80% территории Туркмении занимает пустыня Каракум). Выполняя задачи государственной важности, люди трудились с высокой самоотдачей, что отразилось в девизах того времени: «Нефтяные скважины – на поток», «Работать без отстающих», «Ни одного отстающего рядом», «Наивысшая проходка на каждую буровую бригаду в год с лучшими технико-экономическими показателями».
Расширение ресурсной базы способствовало развитию нефтяной, затем и газовой промышленности, нефте- и газопереработки, транспорта, подъему всего хозяйства Туркмении и других азиатских республик. Внутри отраслей создавались подсобно-вспомогательные предприятия: автомобильные и железнодорожные транспортные организации, специализированные лаборатории и заводы, станции связи, научно-исследовательские и проектные институты, конструкторские бюро, профессиональные и высшие учебные заведения. Широко внедрялись новые виды оборудования, передовые методы поиска с использованием космических аппаратов, новейших источников возбуждения сейсмических волн, электронно-вычислительных машин (в 70-е годы нефтегазовая отрасль СССР полностью перешла на цифровую обработку данных на базе отечественных программ и алгоритмов, что значительно повысило эффективность поисковых работ).
В 70-80 гг. в республике добыча нефти и газа велась на 15-ти нефтегазоконденсатных, 9-ти газоконденсатных и 4-х нефтяных месторождениях. В основном это были сухопутные структуры, только три из них находились на шельфе Каспийского моря (в настоящее время являются общими для Азербайджана и Туркмении, наиболее крупное - «Сердар», азербайджанское название «Кяпаз», содержит до 50 млн. т нефти). В советский период максимальные показатели в производстве нефти были достигнуты в 1974-1976 гг., затем они снижались примерно на 10-15% в год. Добыча газа, наоборот, стабильно росла с 60-х годов, чему способствовало введение в эксплуатацию новых месторождений, расположенных преимущественно на востоке вблизи с г. Мары (основан в 1884 г. русской военной экспедицией).
В 40-70-е годы на территории Туркмении были введены в эксплуатацию пять нефтепроводов суммарной мощностью более 30 млн. т в год. В 1967 г. была построена первая линия газопровода «Средняя Азия – Центр» («САЦ», всего пять ниток), соединившая месторождения Туркмении, Узбекистана и Казахстана с южными и центральными областями РСФСР и УССР. В 70-е годы во всех азиатских республиках завершилась газификация всех крупнейших хозяйственных центров. В 1986 г. пропускная способность «САЦ» достигла проектных 67,5 млрд. куб. в год (таблица).
Первый в стране нефтеперерабатывающий завод был построен в Красноводске, второй – в Чарджоу. В 80-х годах мощность каждого из указанных НПЗ достигла запланированных 6 млн. т в год.
Красноводский НПЗ был создан в 1942 г. на базе Туапсинского завода, эвакуированного в Туркменистан в начале Великой Отечественной войны. Предприятие было ориентировано на использование местного сырья и, ввиду применения устаревшего оборудования, выпускало в основном тяжелые нефтепродукты – мазут, кокс и др. В последующие годы мощности КНПЗ неоднократно модернизировались. После распада СССР завод получил новое название - Туркменбашинский НПЗ.
Отметим, что после распада СССР в новых государствах Центральной Азии и Закавказья многие населенные пункты, объекты промышленности и инфраструктуры были переименованы. Эти меры являлись частью внутренней политики по искоренению из сознания и памяти людей их прошлого – общих подвигов и достижений предыдущих поколений. Подобные процессы подпитывались странами коллективного Запада. Вот как характеризует события тех лет ветеран органов безопасности Н.Н. Лузан, с которым можно полностью согласиться: «Из сознания вытравливалось все, что некогда объединяло их отцов и матерей. СССР и все, что с ним было связано, предавалось анафеме».
На Чарджоуский НПЗ (в настоящее время называется «Сейдинский НПЗ») нефть транспортировалась из Сибири по нефтепроводу «Омск-Павлодар-Чимкент-Чарджоу». В середине 90-х годов туркменский участок указанной трубопроводной системы был законсервирован из-за прекращения поставок из России и объем переработки сырья сократился в несколько раз – до 1,5-2,0 млн. т в год. До 2005 г. «СНПЗ» использовал местную нефть, поступающую с месторождения «Кокдумалак» (находится на границе с Узбекистаном), затем – нефть и газовый конденсат, добываемые на других месторождениях Амударьинской ГНП.
Для вывоза нефти и нефтепродуктов в Туркменистане была создана соответствующая железнодорожная и морская инфраструктура. В конце 80-х годов пропускная способность местных железных дорог по перевозке нефтепродуктов находилась на уровне 5,0-5,5 млн. т в год. Перевалка на нефтеналивные суда происходила в портах Окарем и Аладжа (Южно-Чекеленский залив), затем топливо направлялось в другие порты Каспийского моря, чаще всего в Астрахань, далее по Волге, Волго-Донскому каналу и Азовскому морю до г. Керчь (в период речной навигации - с середины мая до середины октября).
Развитие сектора генерации началось в 1913 г. с созданием на р. Мургаб первой ГЭС «Гиндукуш» с тремя генераторами суммарной мощностью 1,2 МВт. В настоящее время эта станция продолжает функционировать и является музеем электроэнергетической отрасли, расположенным под открытым небом. От ГЭС «Гиндукуш» была проложена ЛЭП протяженностью около 38 км. В 50-70-годы прошлого века были построены пять тепловых электростанций, после распада СССР четыре их них получили новые названия: Безмеинская (Абаданская) ГРЭС мощностью 173 МВт, Красноводская (Туркменбашинская) ТЭЦ-2 (170 МВт). Чарджоуская (Туркменабатская) ТЭЦ (24 МВт), Небит-Дагская (Балканабатская) газотурбинная ГРЭС (48 МВт) и крупнейшая в республике Марыйская газовая ГРЭС мощностью 1,37 ГВт (первые два энергоблока были введены в эксплуатацию в 1973 г., третий – в 1975 г.). В итоге в 1975 г. по сравнению с 1940 г. локальная выработка электроэнергии увеличилась в 54 раза. Электрические сети Туркмении развивались в рамках общесоюзного плана по строительству ОЭС Центральной Азии (а также ОЭС Сибири), который был принят во второй половине 50-х годов. Целью создания региональной ОЭС с диспетчерским центром в Узбекистане (г. Ташкент) являлось повышение эффективности использования местных энергетических и водных ресурсов путем налаживания обмена электроэнергией с учетом сезонного фактора. Отметим, что после распада СССР основная часть ОЭС Центральной Азии действовала более семнадцати лет. В 2003 г. из общей системы отделилась Туркменская ОЭС, которая перешла в режим параллельной работы с ОЭС Ирана, а в 2009 г. была отключена ОЭС Таджикистана из-за систематических внеплановых отборов электроэнергии. Схема основных линий электропередач ОЭС Центральной Азии представлена на рисунке.
Итак, в XX веке до распада СССР в Туркмении были проведены крупномасштабные геологоразведочные работы, выявлены десятки месторождений и несколько сотен залежей нефти и газа. В конце 70-х годов изучение многих перспективных площадей, находящихся на территории ТССР, замедлилось ввиду развития сибирских нефтегазоносных районов, где производственные издержки были ниже.
В республике были созданы мощные добывающая и перерабатывающая отрасли, построены магистральные нефтяные и газотранспортные системы, тепловые электростанции станции и линии электропередач, обеспечено функционирование общей энергетической системы республики в составе ОЭС Центральной Азии. Для транспортировки, перевалки нефти и нефтепродуктов были созданы железнодорожные и портовые комплексы, являющиеся частью общесоюзной инфраструктуры. В 90-е года Туркменистан, как и многие другие бывшие союзные республики, стал объектом экспансионистской политики стран коллективного Запада, объявившего о наличии своих «жизненно важных» интересов во вновь образованных государствах. Иностранные компании выразили готовность вкладывать средства в ТЭК Туркменистана. Это соответствовало целям и задачам национального правительства, взявшего курс на создание общества «всеобщего счастья» и ослабление связей с Россией.
Развитие топливно-энергетического комплекса Туркмении на современном этапе
Запасы углеводородов Турменистана.
В 90-х годах западные нефтегазовые корпорации проявили повышенный интерес к данным о запасах ископаемого топлива в республиках бывшего СССР, но руководство Туркменистана не раскрыло этой информации. В 2003 г. страна также отказалась присоединиться к «Инициативе прозрачности добывающих отраслей» - «Extractive Industries Transparency Initiative» («EITI»). Тем не менее, с целью реализации крупных проектов по добыче газа правительству потребовалось провести аудит ресурсной базы и классифицировать запасы по международным методикам. В 2003-2004 гг. и более поздние периоды для выполнения этих работ были привлечены авторитетные зарубежные консультационные фирмы из Великобритании и США. Согласно отчетам «British Petroleum» за различные годы, доказанные запасы составили (трлн. куб. м): в 1997 г. - 2,7, в 2000-2007 гг. – 2,7, в 2009 г. – 8,1, в 2012-2016 гг. – 17,5. Таким образом, в 2007-2012 гг., т.е. всего за пять лет потенциал газовой отрасли вырос в шесть раз. Ряд зарубежных специалистов сомневается в достоверности результатов аудита. Например, эксперты «Crude Accountability» высказывают мнение, что руководство Туркменистана могло оказать влияние на независимых экспертов и аудиторов, предоставить им неточные сведения.
Туркменская сторона регулярно представляет общественности более высокие показатели ресурсной базы. В мае 2017 г. на «Международном газовом конгрессе» (г. Аваза) директор государственного концерна «Туркменгаз» М. Арчаев сообщил о наличии в стране запасов газа в объеме около 50 трлн. куб. м.
Более консервативные оценки приводит германское агентство геологии и природных ресурсов «Bundesanstalt fuer Geowissenschaften und Rohstoffe» («BGR»). По мнению специалистов «BGR», в 2016 г. резервы газа (примерно соответствуют доказанным запасам) приблизились к 10 трлн. куб. м (в 2007 г. – 3,0 трлн. куб. м), нефти – составили примерно 80 млн. т[vi], снизившись в 3,6 раза по сравнению с аналогичным показателем начала 2000-х годов. Полагаем, что германские данные в наибольшей степени отражают реальную ситуацию в Туркменистане (таблица).
В стране «газовым» центром еще с советских времен является г. Мары, вблизи которого в конце 2000-х годов было открыто гигантское газоконденстатное месторождение «Галкыныш». В состав этой структуры входят залежи «Южный Иолотен - Осман», «Минара», «Яшлар» и «Газанлы», «Довлетабад» и другие. По данным британской аудиторской компании «Gaffney, Cline and Associates», прогнозные запасы залежей «Южный Иолотань-Осман» и «Яшлар» в 2008 г. составили 6,7 млрд. куб.м, в 2016 г. – 26,2 трлн. куб. м газа, а с учетом нового месторождения «Гаракел» - 27,4 млрд. куб. м газа. Месторождение «Галкыныш» может включать также около 300 млн. т высококачественных нефтей. Более точные данные о запасах можно будет получить в ходе разработки залежей, что объясняется не только субъективными причинами (нежеланием правительства раскрывать информацию), но также ввиду сложного глубинного геологического строения недр. Газообразное топливо в малых объемах (в виде НПГ) содержится на нефтегазоносных месторождениях «Корпедже», «Южный Камышлыджа», «Небитлидже», «Шатут». В ходе добычи попутный нефтяной газ очищается и направляется в национальную ГТС.
На морском шельфе добывается в основном нефть. Туркменский сектор Каспийского моря разбит на 32 лицензионных блока. Их разработка сдерживается из-за слабого развития транспортной инфраструктуры, позволяющей направлять сырьё на экспорт. Отсутствие соглашения о порядке разграничения Каспийского моря является причиной спора с Азербайджаном по некоторым месторождениям, в том числе таким крупным, как: «Сердар» («Кяпаз»), «Хазар» («Азери») и «Осман» («Чираг»). Схема расположения основных месторождений нефти и газа представлена на рисунке.
В третьем десятилетии (после 2020 г.), несмотря обеспеченность Туркменистана углеводородным сырьем, прогнозируется сокращение технологически извлекаемых запасов газа по причине истощения таких залежей, как «Довлетабад», «Яшлар», «Багтыярлык». Дальнейшие работы по расширению ресурсной базы предполагают поиск бессернистого газа, нефти и газового конденсата на суше и в море. Геологические данные, полученные в последние 10 лет, позволяют сделать вывод о высоком потенциале разведки юго-восточного региона на ископаемое топливо. Вблизи границ с Узбекистаном, Афганистаном и Ираном можно прогнозировать открытие нескольких (5-10 и более) средних и даже крупных месторождений. По приблизительным оценкам их суммарные геологические ресурсы могут составить 8,5 млрд. куб. м газа и 3 млрд. т нефти и газового конденсата.
По экономическим и политическим соображениям приоритет в изучении недр принадлежит морскому шельфу. Прорыв в изучении и разработке морских залежей следует ожидать в ближайшие 3-5 лет. Подобный оптимизм обусловлен позитивными сдвигами в решении проблем, связанных с правовым статусом Каспийского моря. Проект соответствующей конвенции был согласован в декабре 2017 г. на совещании министров иностранных дел прикаспийских государств (России, Казахстана, Азербайджана, Туркменистана и Ирана), а её подписание намечено на 2018 год.
Подводя краткий итог, Туркменистан обладает значительными ресурсами традиционных и нетрадиционных видов газообразных и жидких углеводородов. Основу газодобычи составляет гигантское газоконденсатное месторождение «Галкыныш». Разработка его залежей началась в ХХ веке и в настоящее время они хотя и истощились, но продолжают сохранять высокий производственный потенциал. Меры по дальнейшему развитию ресурсной базы направлены на поиск новых сухопутных месторождений и изучение шельфовых структур.
В среднесрочной перспективе вблизи границ с Узбекистаном, Афганистаном и Ираном можно прогнозировать открытие нескольких (5-10 и более) средних и крупных залежей. По приблизительным оценкам их суммарные геологические ресурсы могут составить 8,5 млрд. куб. м газа и 3 млрд. т нефти и газового конденсата. Их разведка и разработка требуют применения передовых технологий (ГРП, бурения с отходом от вертикали и др.), что повышает стоимость сырья.
Рост объемов геологоразведочных работ на морском шельфе, вероятно, будет обеспечен по следующим причинам: завершение процесса урегулирования правового статуса Каспийского моря, ввод в эксплуатацию трубопроводов «Южного транспортного коридора», твердый курс Евросоюза на диверсификацию поставок топлива, поддержка региональных проектов по добыче со стороны ведущих стран Запада, крупных ТНК и международных финансовых институтов (для обеспечения наполнения трубопроводов).
Такие проблемы, как: (1) разброс официально опубликованных данных о параметрах ресурсной базы, т.е. «закрытость» реальных показателей, (2) сложные физико-геологические параметры залежей, (3) высокий риск возникновения споров с Азербайджаном и Ираном в ходе совместной работы в Каспийском море, (4) обострение конкуренции в транспортном секторе ввиду несовпадения интересов участников энергетического рынка, продвигающих различные региональные проекты экспортных маршрутов, (5) политическая нестабильность в регионе (война на Ближнем и Среднем Востоке, слабо предсказуемая ситуация в Афганистане), (6) ухудшение социально-экономической ситуации в национальном хозяйстве, снижение уровня образования и квалификации действующих кадров пока не позволяют рассматривать Туркменистан в качестве обособленного стабильного экспортера газа.
Потребление и производство первичных энергоносителей
В 1986-1990 гг. внутреннее потребление первичной энергии стабилизировалось вблизи отметки в 16 млн. т н.э., а в следующие пять лет данный показатель снизился на 40% - до 10 млн. т н.э. Начиная с середины 90-х годов соответствующий спрос увеличивался примерно на 5-10% в год. В итоге за последние 20 лет потребность национальной экономики в энергии выросла почти в три раза и в 2016 г. превысила 33 млн. т н.э. (рисунок ).
Структура расходной части энергобаланса традиционно является двухкомпонентной - на долю газа приходится примерно 80%, нефти - около 20%.
В период до глобального финансово-экономического кризиса 2008 года добыча газообразного топлива (сухого газа и попутного нефтяного газа) росла медленными темпами и примерно в 3-5 раз превышала его внутреннее потребление. В 2009-2010 гг. газовая отрасль испытала «шок» - производственные показатели снизились примерно на 1/3 к усредненным значениям предыдущих 10 лет. После относительно короткого кризисного периода добыча восстановилась до уровня в 60-65 млрд. куб. м в год. Внутренний спрос на газ в 1990-2016 гг. расширился почти в три раза – с 10 млрд. куб. м в год до примерно 30 млрд. куб. м в год. В текущем десятилетии экспортный потенциал страны (производство минус потребление) находился выше отметки в 30 млрд. куб. м в год. Данные, характеризующие производство и потребление газа в Туркменистане, приведены на рисунке.
В период с 1985 г. до 1996 г. производство жидкого топлива сократилось примерно на 40%. В последующие годы 20 лет в нефтяной отрасли зафиксирован рост добычи. В 2010-2016 гг. данный показатель увеличился на с 11 млн. т в год до примерно 13 млн. т в год. Потребление нефти и газового конденсата расширяется с 2000-х годов в среднем на 3-4% в год. В 2003-2016 гг. производство превышало внутренний спрос на 5 млн. т в год и более. Данные, характеризующие производство и потребление жидких углеводородов, приведены на рисунке.
После распада СССР Туркменистан принял решение развивать государственный нефтегазовый сектор с привлечением иностранного капитала. В 1991-1992 гг. в тендерах на проведение поисковых работ участвовала всего одна компания - аргентинская «Bridas SAPIC». В 1993 г. активизировались несколько средних и крупных корпораций, в том числе «Occidental Petroleum», «British Gas», «Chevron». В дальнейшем правительство было вынуждено смягчить условия хозяйствования, что позволило увеличить число участников внутреннего рынка, нарастить объем ПИИ. В настоящее время разведку, производство газа и нефти осуществляют около 10-ти предприятий, включая ПАО «Газпром», «China National Petroleum Corporation» (Китай), «ЕNI» (Италия), «RWE» (ФРГ), «Petronas» (Малайзия), «Burren Energy» (Великобритания), «Dragon Oil» (ОАЭ). Сервисные услуги добывающим фирмам оказывают более двух десятков зарубежных организаций.
За деятельностью иностранных инвесторов и предприятий установлен жесткий государственный контроль. Во всех нефтегазовых проектах участие национальных компаний «Туркменгаз» и «Туркменнефть» является обязательным условием. Авторитарный стиль управления страной и плановый характер экономики негативно воспринимаются западными деловыми кругами, привыкшими к более комфортным условиям во многих государствах мира, вызывают их недовольство, иногда приводят к сворачиванию деятельности[i]. В этой связи представляет интерес мнение Государственного департамента США, специалисты которого отмечают следующие особенности страны: «..Государственные компании, по-прежнему, доминируют в экономике Туркменистана и контролируют основную долю национального промышленного производства, особенно в таких секторах, как: производство углеводородов на сухопутных месторождениях, транспорт, переработка сырья, генерация и распределение электроэнергии, химическая отрасль, производство строительных материалов. Сферы образования, здравоохранения и СМИ являются государственными и жестко контролируемыми…Правила и процедуры приватизации государственного имущества в Туркменистане не прозрачны, что является причиной коррупции…Правительство пыталось ввести элементы конкуренции при распределении государственных контрактов путем проведения международных тендеров для некоторых проектов… эти проекты были обусловлены не экономическими факторами, а политическими соображениями…Хотя в Туркменистане действуют законы по борьбе с коррупцией, но насильственная и необузданная коррупция остается проблемой»[ii]. Приведенные выдержки из аналитического отчета, во-первых, свидетельствуют о высоком уровне государственного контроля в экономике, плановом ведении хозяйства и существовании различных проблем, во-вторых, в очередной раз демонстрируют наличие двойных стандартов со стороны США, которые в последние несколько лет в нарушение международных норм и правил жестко защищают свой внутренний рынок и позиции национальных предприятий за рубежом, руководствуясь исключительно «национальными» интересами и собственным законодательством (применяют соответствующие нормы экстерриториально).
Рассмотрим в обобщенном виде особенности участия зарубежных нефтегазовых компаний в разработке туркменских месторождений.
Компания «Burren Energy» приступила к транспортировке туркменской нефти с использованием танкерного флота в 1994 г. Через два года предприятие заключило с правительством страны СРП на разработку прибрежной залежи «Бурун» на месторождении «Небит Даг». В 2008 г. фирма «Burren Energy» была приобретена итальянской корпорацией «ENI», которая впоследствии заявила о намерении вложить 3,6 млрд. долл. США в проекты по дальнейшему освоению месторождения «Небит Даг», морской транспортировке топлива в Азербайджан.
Российский «Газпром» в 1996 г. подписал с национальным концерном «Туркменгаз», компаниями «Unocal» и «Delta Oil» меморандум о взаимопонимании по вопросам модернизации и эксплуатации газопровода «САЦ» и строительстве ГТС «Туркменистан-Афганистан-Пакистан», но в 1998 г. реализация этих планов прекратилась, не выйдя за рамки организационных мероприятий. В 2003 г. Россия и Туркмения подписали 25-ти летний контракт на покупку газа, который транспортировался в западном направлении с использованием газопровода «САЦ» и российской ГТС. В 2009 г. трубопровод «САЦ» был поврежден взрывом и Туркменистан обвинил в этом нашу страну. В последующие годы сотрудничество двух государств оставалось нестабильным, а в 2016 г. закупки туркменского газа были прекращены.
В 1994 г. предприятие «Itera USA» и правительство Туркменистана заключили соглашение о закупке туркменского газа для его последующей продажи на рынке Украины. В 2001 г. фирма «Itera USA» и компания «Зарубежнефть» (консорциум «Zarit») подписали с правительством страны контракт на разработку газовых и нефтяных морских месторождений. В последующие пятнадцать лет проект находился на стадии согласования.
Нидерландская корпорация «Maersk» создала в Туркменистане дочернюю фирму «Maersk Oil Turkmenistan BV», которая в 2002 г. образовала консорциум с предприятиями «Wintershall» (34%) «OMEL» (30%) для разработки на условиях СРП блоков №11 и №12, расположенных на морском шельфе. В последующие 10 лет указанному консорциуму не удалось получить благоприятных данных ГРР.
В восточной части туркменского сектора Каспийского моря предприятие «Petronas Carigali (Turkmenistan)» (входит в группу «Petronas») разрабатывает залежи на условиях СРП с 1996 г. В 2003 г. указанная компания и «Dragon Oil» подписали меморандум о взаимопонимании и объединении усилий в таких сферах, как: разведка, добыча, транспортировка и продажа углеводородов, обслуживание и ремонт скважин, логистика. За 20-ть лет «Petronas Charigali» создала развитую береговую и морскую инфраструктуру, в которую входят следующие объекты: (1) завод по очистке природного газа годовой мощностью 5 млрд. куб. м газа и 2,4 млн. т газового конденсата, (2) экспортный газопровод от береговой линии до ГТС «САЦ-3» (52,7 км), (3) платформы «Махтумкули», «Западная» и «Центральная», хранилище газового конденсата (60 тыс. куб. м), (4) выносной причал рейдового налива для экспорта газового конденсата.
Транснациональная корпорация «ExxonMobil» заинтересовалась туркменскими нефтегазовыми проектами конце 90-х годов. В 2001 г. компания завершила разведочные работы на блоке «Гарашсызлык-2» (включает месторождения «Челекен», «Барсагельмес», «Готурдепе», «Ордекли», «Экизак» и «Гуйджик», запасы оцениваются в 400 млн. т нефти). В 2002 г. «ExxonMobil» прекратила деятельность, как было объявлено, по экономическим соображениям, а в 2010 г. после многолетних переговоров с руководством страны вновь открыла свой офис в Ашхабаде.
Компания «Dragon Oil» (входит в группу «Emirates National Oil Company») действует в Туркменистане с 2000 года. В указанном году ее дочерняя фирма выиграла тендер и заключила 25-ти летний контракт на разработку двух залежей шельфового месторождения «Чекелен» - нефтяного месторождения «Джейтун» (бывшее «ЛАМ») и газового «Джигалыбег» (бывшее «Жданов»). По состоянию на 2017 г. накопленные инвестиции «Dragon Oil (Turkmenistan) Ltd.» оцениваются в 6 млрд. долл. США.
Фирма «Buried Hill Energy» (эта малоизвестная компания зарегистрирована на Кипре в 2002 г.) фокусируется на добыче полезных ископаемых в Туркменистане (а также в Великобритании и, возможно, Гамбии). В 2003 г. «Buried Hill Energy» заявила о начале деятельности в стране и в 2007 г. подписала с туркменским правительством СРП о работе на блоке №3 пограничного шельфового нефтяного месторождения «Сердар» (в Азербайджане оно называется «Кяпаз», запасы – около 50 млн. т). Месторождение было открыто специалистами Азербайджана, но в 2008 г., с целью предотвращения обострения двусторонних отношений, Туркменистан и Азербайджан достигли договоренности о его совместной разработке, которая впоследствии не соблюдалась в полной мере.
Если немного углубиться в историю вопроса, касающегося деятельности двух указанных государств на морском шельфе, то следует отметить напористую политику Азербайджана. Дело в том, что в условиях отсутствия соглашения о статусе Каспийского моря, азербайджанские политики в одностороннем порядке действовали исходя из принципа разграничения акватории по вертикальной срединной линии. Подобный подход позволил Азербайджану приступить к разработке структуры «Азери-Чираг-Гюнешли» («АЧГ»). Этот шаг вызвал недовольство со стороны Туркменистана, полагавшего, что блок «Азери» и часть блока «Чираг» находятся на его территории. Месторождение «Сердар»/«Капяз» расположено восточнее «АЧГ», поэтому планы каждой стороны по его освоению привели к росту напряженности в регионе. В итоге от участия в соответствующих проектах в 1997 г. отказались «Лукойл», «Роснефть» (привлекались правительством Азербайджана), а в 1998 г. - «ExxonMobil», на которую рассчитывал Туркменистан. В 2001 г. Азербайджан предпринял новую попытку расширить территорию «АЧГ», согласно программе освоения, предложенной международным консорциумом во главе с «British Petroleum». В последующие годы процесс урегулирования споров перешёл затяжную фазу.
В настоящее время работа «Buried Hill Energy» на туркменском шельфе вблизи спорной территории продолжается. Перспективы деятельности фирмы пока не определены по внутриполитическим причинам. Отраслевые и новостные зарубежные СМИ тиражируют мнение о том, что Туркменистан не обладает четким планом развития добычи на Каспии, реализует «путанную» стратегию.
Предприятие «RWE Dea AG», принадлежащее германскому концерну «RWE», и правительство Туркменистана в 2009 г. заключили долгосрочный меморандум о разведке и разработке газовых ресурсов шельфа и транспортировке топлива в страны объединенной Европы, а также СРП по добыче топлива в Каспийском море на блоке №23. В первой половине текущего десятилетия компания была намерена досрочно расторгнуть СРП, мотивируя свое решение снижением мировых цен на нефть. В дальнейшем сотрудничество было приостановлено.
Транснациональная корпорация «British Petrоleum» в 2008 г. в Туркменистане организовала свое подразделение «BP Exploration Operating Company Ltd.» с целью реализации нескольких проектов по разведке и добыче нефти и газа. По состоянию на начало 2018 г. на сайте корпорации в сети Интернет более конкретной информации не представлено.
Компания «Chevron» открыла свой офис в Ашхабаде в 2008 г. Примерно три года корпорация изучала ситуацию в национальном ТЭК. В 2010 г. руководство «Chevron» решилось рассмотреть возможность участия в проекте по разработке двух морских блоков №9 и №20 при поддержке некоммерческой организации «Деловой совет США-Туркменистан» («US-Turkmenistan Business Council»). Более актуальные данные о деятельности в Туркменистане не раскрываются.
Корпорация «ConocoPhillips» и предприятие «Лукойл» предполагали в 2007 г. заключить контракт на разработку трех морских блоков, но в дальнейшем российский концерн отказался от этого плана. В 2008 г. «ConocoPhillips» приступила к работе на туркменском шельфе совместно с казахским объединением «KazMunaiGas».
Концерн «Лукойл» и правительство Туркменистана начали переговоры о сотрудничестве в 2005 г., но в последующие пять лет он так и не получил возможность участия в разработке морского шельфа, несмотря на то обстоятельство, что предлагал более комфортные условия, чем те фирмы, которые были в итоге выбраны – «Chevron», «TX Oil», «ConocoPhillips» и «Mubadala Development Co» (ОАЭ).
Небольшая турецкая компания «Calik Enerji Oil» в начале 2000-х годов занималась модернизацией перерабатывающего комплекса в г. Туркменбаши и строительством газовых электростанций. В середине первого десятилетия приступила к проведению ГРР, а в 2010 г. сконцентрировалась на поисковых работах, требующих бурения протяженных скважин в условиях высокого пластового давления.
Предприятия КНР (малые, средние и крупные, например, «Sinopec») начали работать в нефтегазовом секторе Туркменистана в конце 90-х годов. На этом этапе они предоставляли в основном сервисные услуги по ремонту нефтяных и газовых скважин на действующих месторождениях «Шатлык», «Довлетабад», «Готурдепе» и более мелких структурах. В ходе сотрудничества китайские специалисты собрали сведения о состоянии добывающих отраслей, геологических параметрах залежей, оценили запасы нефти и газа, изучили политическую обстановку. Это позволило Китаю наметить поэтапную стратегию развития двустороннего партнерства, включающую неоднократно испытанные меры: (1) заключение коммерческих контрактов (на проведение ГРР, обустройство и разработку месторождений, строительство транспортной инфраструктуры и закупку сырья и др.), (2) предоставление кредитов, (3) поставка промышленного оборудования, а также (4) вооружений и военной техники по линии военно-технического сотрудничества.
В 2002 г. корпорация «CNPC» и правительство Туркменистана подписали технический контракт о разработке нефтяного месторождения «Гумдак» (запасы оцениваются в 44 млн. т), расположенного в восточной части страны. Туркменская сторона предоставила «CNPC» благоприятные условия (чего не сумели сделать компании из других государств) – в первые пять лет в проекте доля китайской корпорации составила 100%, что позволило ей разработать план освоения залежей и начать промышленную добычу.
Отметим, что Туркменистан не является членов ШОС, в отличие от других азиатских республик бывшего СССР. Свою политику страна объясняет нейтральным статусом и старается извлечь из этого максимальные политические выгоды. Туркменистан и КНР взаимодействуют в двустороннем формате. С усилением противоречий сторон в вопросах цен на топливо, возврате китайских кредитов, путях развития регионального экспорта, при росте зависимости Туркменистана от своего единственного (в 2017 г.) импортера газа, а также из-за расширения сотрудничества КНР с Россией, другими государствами ШОС и ЕАЭС, переговорные позиции туркменского правительства постепенно ослабевают.
Вторая половина 2000-х годов и начало текущего десятилетия отмечены высокими достижениями энергетической дипломатии и финансовых институтов КНР. В 2007 г. корпорация «CNPC» в качестве оператора проекта сумела заключить СРП на разработку нефтегазового месторождения «Багтыярлык» (расположено на правом берегу р. Амударья, разведанные запасы - 1,3 трлн. куб. м газа, 20 млн. т нефти, около 20 млн. т газового конденсата) сроком на 30 лет и договор на закупку газа по трубопроводу «Туркменистан-Узбекистан-Казахстан-Китай». Первоначальный объем китайских инвестиций оценивался в 4 млрд. долл. США. Этот проект можно характеризовать как успешный. В 2015 г. среднегодовая добыча газа приблизилась к 13 млрд. куб. м.
В 2009 г. Государственный банк развития КНР предоставил концерну «Туркменгаз» целевой кредит в размере 4 млрд. долл. США для разворачивания работ по освоению месторождения «Южный Иолотань», а в 2011 г. – второй займ на сумму 4,1 млрд. дол. США на реализацию проекта по разработке всего гигантского месторождения «Галкыныш» сроком на 10 лет и трехлетним льготным периодом. Значительная часть заемных средств была направлена на оплату работ и услуг, выполненных китайскими специалистами. Например, сумма контракта концерна «Туркменгаз» и «Chuanqing Drilling Engineering Со. Ltd.» (подразделение «CNPC») по проектированию и строительству скважин, превысила 3 млрд. долл. США. В сентябре 2013 г. завершился начальный этап освоения месторождения «Галкыныш», что позволило расширить экспорт в Китай. Во второй половине 2013 г. Туркменистан и КНР заключили несколько новых кредитных договоров (параметры не раскрываются) и соглашений на реализацию второй фазы освоения «Галкыныш», строительство силами «CNPC» нового газоперерабатывающего комплекса и др. В настоящее время, по приблизительным оценкам, накопленные инвестиции Китая в национальном ТЭК могут находиться на уровне 12 млрд. долл. США.
Государственный концерн «Туркменгаз» самостоятельно разрабатывает около 30 газовых и газоконденсатных месторождений, при этом фонд эксплуатационных скважин оценивается примерно в 1 тыс. единиц.
Глубокая кредитная зависимость Туркменистана формирует благоприятную почву для деятельности китайских компаний в экономике страны, сокращает возможность управлениями ими со стороны государства, стимулирует развитие добычи и экспорта углеводородов на условиях и в интересах КНР. Заметим, что в ходе двустороннего сотрудничества китайские компании постепенно вышли из туркменских несырьевых проектов и сектора производства удобрений, что может объясняться нежеланием Китая поддерживать отрасли, генерирующие небольшую прибыль, снижающие экспортный потенциал Туркменистана.
Итак, за последние 20 лет потребность национальной экономики в энергии выросла почти в три раза и в 2017 г. приблизилась к уровню в 33 млн. т н.э. в год. Структура расходной части энергобаланса традиционно является двухкомпонентной - на долю газа приходится примерно 80%, нефти - около 20%. Во втором десятилетии экспортный потенциал страны (производство минус потребление) по газу находился выше отметки в 30 млрд. куб. м в год, по нефти – в 5 млн. т в год.
После распада СССР Туркменистан принял решение развивать государственный нефтегазовый сектор с привлечением иностранного капитала и прежде всего- западного. В разведке и добыче углеводородов участвуют около 10-ти предприятий, включая крупнейшие мировые ТНК - «Газпром», «China National Petroleum Corporation» (Китай), «ЕNI» (Италия), «RWE» (ФРГ), «Petronas», а также менее известные, например, «Burren Energy» (Великобритания), «Dragon Oil» (ОАЭ) и др. Государственный концерн «Туркменгаз» самостоятельно разрабатывает около 30 газовых и газоконденсатных месторождений, при этом фонд эксплуатационных скважин оценивается примерно в 1 тыс. единиц. Сервисные услуги оказывают более двух десятков зарубежных организаций. Значительная часть оборудования и расходных материалов, необходимых для проведения ремонтных и строительных работ, производится на местных заводах. За деятельностью иностранных инвесторов и предприятий установлен жесткий государственный контроль.
Предприятия Китая находятся в привилегированном положении во многих отраслях национального ТЭК. Глубокая кредитная зависимость Туркменистана от различных организаций КНР формирует благоприятную почву для деятельности китайских предпринимателей, сужает возможности руководства Туркменистана по их контролю, обеспечивает развитие внутренней добычи и экспорта углеводородов на условиях и в интересах Китая. В ходе двустороннего сотрудничества компании КНР постепенно вышли из многих туркменских несырьевых проектов и сектора производства удобрений, что может объясняться нежеланием поддерживать отрасли, генерирующие небольшую прибыль, а также снижающие экспортный потенциал Туркменистана. Финансовые средства, выделяемые Туркменистану, частично являются связанными кредитами, направляемыми на приобретение китайского оборудования и материалов, привлечение рабочей силы из КНР. Кроме того, при реализации на территории Туркменистана проектов с использованием китайского капитала, специалисты КНР обладают доступом к новейшим технологиям фирм-подрядчиков из третьих стран (России, США, ФРГ, Японии и др.).
Переработка нефти и газа: состояние и перспективы развития
В стране действуют несколько перерабатывающих предприятий: «Туркменбашинский комплекс нефтеперерабатывающих заводов», в структуру которого входит «Сейдинский НПЗ», и газоперерабатывающие комплексы различной мощности, в первую очередь - «Наипский ГПК» и «Багаджинский ГПК».
Лидер отрасли «Туркменбашинский комплекс нефтеперерабатывающих заводов» является одним из крупнейших в Центральной Азии. Его основу составляют мощности и инфраструктура, находящиеся на побережье Каспийского моря. Поставки сырья на предприятие осуществляются с использованием трубопроводов, в том числе ГТС «Восток-Запад», железнодорожного и автомобильного транспорта. В отгрузке продукции ведущие позиции занимают морской и трубопроводный транспорт.
В 1998 г. была принята долгосрочная программа модернизации «ТКНПЗ» с целью повышения эффективности переработки нефти и газа, производства качественных нефтепродуктов и полимеров. На первом этапе реконструкции основными подрядчиками стали десятки иностранных компаний из США, Великобритании, Франции, Германии, Японии, Италии, Ирландии, Чехии, Ирана, Турции и Израиля. За несколько лет были введены в эксплуатацию высокотехнологичные установки каталитического риформинга и крекинга, модернизировано оборудование по производству моторного топлива, смазочных масел, полипропилена. В 2013 г. начались работы по строительству 5-ти установок по вакуумной перегонке мазута, алкилированию легких олефинов, изомеризации легких бензинов, производству упаковочной пленки, а также модернизации линии по выпуску полипропилена с целью увеличения ее мощности с 90 тыс. до 250 тыс. т в год. В итоге мощность «ТКНПЗ» выросла до 9 млн. т нефти в год. В ближайшие годы (т.е. до 2020 г.) намечено увеличить этот показатель до 10-10,5 млн. т в год путем расширения действующих производств, строительства новых систем коксования и каталитического крекинга, селективной каталитической изодепарафинизации нефтяного сырья и др.
В 2016-2017 гг. на предприятии выпускалась широкая линейка продуктов - высокооктановые автомобильные бензины, дизельное топливо с низким содержанием серы, авиационный и технический керосин, нефтяной кокс, полипропилен, около 50-ти типов технических масел и смазок, сжиженный углеводородный газ, строительный и дорожный битум. Основная часть продукции вывозилась в Россию, Китай, Турцию, Грузию, Италию, Иран, ОАЭ, Японию, Афганистан, Пакистан и Таджикистан[ii]. В период до 2020-2022 гг. предполагается создать новую установку замедленного коксования, которая позволит производить игольчатый кокс и повысить до 94-95% глубину переработки сырья. Реализацию данного проекта осуществляет консорциум, состоящий из двух компаний – «WTL» (ОАЭ) и «Westport Trading Europe Ltd» (офшорное предприятие).
В структуру «ТКНПЗ» входит градообразующее предприятие «Сейдинский НПЗ», состоящее из цехов переработки нефти, резервуарного парка, ремонтных и вспомогательных служб и организаций. На «СНПЗ» сырье (нефть и газовый конденсат) поступают с нескольких ближайших месторождений – «Яшылдепе», «Бахарлы», «Йылаклы», «Мыдар», «Солтанбент» и др. В 2000-х годах была начата масштабная перестройка и модернизация «СНПЗ» с целью увеличения выпуска, повышения качества и расширения ассортимента продукции – печного топлива, мазутов, битумов, гудронов и др. В 2017 г. была введена в эксплуатацию установка каталитического риформинга, которая ежегодно позволяет выпускать более 400 тыс. т присадок для получения высокооктановых бензинов, 25 тыс. т экстрированного бензина, около 15 тыс. т СУГ, более 40 тыс. т различных видов газа.
В долгосрочной перспективе (к 2030 г.) Туркменистан предполагает построить несколько новых НПЗ с целью увеличения до 30 млн. т в год суммарной мощности нефтеперерабатывающего сектора (в 2017 г. данный показатель находился на уровне 12-15 млн. т).
Производство сжиженного углеводородного газа определяется тем обстоятельством, что на многих месторождениях страны в извлекаемом сырье содержится значительное количество пропан-бутана. В 1995-2010 гг. производственные мощности по выпуску СУГ увеличились в 20 раз, а в 2017 г. приблизились к уровню в 500 тыс. т в год, из них на долю «ТКНПЗ» приходилось более 65% (340 тыс. т). В период до 2020-2022 гг. государственный концерн «Туркменгаз» планирует увеличить мощности по производству и экспорту СУГ путем строительства двух технологических установок сжижения газа на дожимной компрессорной станции «Йыланлы», резервуарного парка для перевалки и хранения.
Ведущий производитель СУГ – «Туркменбашинский комплекс нефтеперерабатывающих заводов». Данный вид топлива вырабатывается также на нескольких менее мощных установках, расположенных на месторождениях «Наип», «Багаджа» и «Яшылдепе».
В середине 2000-х годов три автоматизированные линии «Наипского ГПК» достигли проектной мощности в 112,5 тыс. т СУГ и около 70 тыс. т газового конденсата в год. Сырье поступает с месторождений «Наип», «Керпичли», «Беурдешик», «Балгуи», «Газлыдепе», «Измаил», «Кервен». Отгрузка сырья осуществляется по трубопроводу в двух направлениях – в межгосударственную ГТС («Туркменистан-Узбекистан-Казахстан-Китай») и на «СНПЗ» для последующей переработки. На одном из перспективных газоконденсатных месторождений Лебапского велаята в 2006 г. был введен в эксплуатацию «Багаджинский газоперерабатывающий комплекс», рассчитанный на выработку высококачественной продукции - природного газа (3 млн. куб. м/сут.), СУГ (60 т/сут.), газового конденсата (до 50 т/сут.). В целях оптимизации транспортных издержек был проложен 43-км трубопровод, соединивший «Багаджинский ГПЗ» и «СНПЗ». Сжиженный нефтяной газ поставляется на экспорт, а газовый конденсат - на «Сейдинский НПЗ» для получения светлых нефтепродуктов. На месторождении «Яшылдепе» комплекс по переработке газа, позволяющий производить товарный газ, СУГ (50 тыс. т в год), газовый конденсат (200 тыс. т в год), был введен в эксплуатацию в 2009 г. Его среднегодовая потребность в сырье оценивается в 1 млрд. куб. м.
В среднесрочной перспективе в Туркменистане выработка СУГ может достичь 2 млн. т в год при условии расширения спроса на внешних рынках, а также в национальной экономике. Для развития экспорта потребуется модернизировать береговую инфраструктуру – расширить мощность морского порта и терминалов, предназначенных для хранения и отгрузки продукции. Основные проекты, намеченные и реализуемые в сфере газопереработки, приведены в таблице.
Таблица Основные проекты Туркменистана по развитию газохимических производств в 2014-2018 гг.
