CC BY
123Станислав ЖУКОВ
Доктор экономических наук, ведущий научный сотрудник Института мировой экономики и международных отношений
Российской академии наук (Москва, Российская Федерация).
Оксана РЕЗНИКОВА
Кандидат исторических наук, научный сотрудник Института мировой экономики и международных отношений
Российской академии наук (Москва, Российская Федерация).
ЦЕНТРАЛЬНАЯ АЗИЯ И АЗЕРБАЙДЖАН: ДОЛГОСРОЧНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СТРАТЕГИИ
Резюме
В статье рассматриваются сегодняшнее состояние и перспективы развития энергетического сектора в постсоветских странах Централь-
ной Азии и Азербайджане, оцениваются возможности реализации долгосрочных энергетических проектов в этих регионах.
В в е д е н и е
Развитие сектора энергетики в пяти странах постсоветской Центральной Азии и Азербайджане определяется двумя главными факторами. С одной стороны, ряд стран региона — Азербайджан, Казахстан и Туркменистан — располагают крупными запасами нефти и газа коммерческого значения. Узбекистан и особенно Казахстан к тому же обладают крупными запасами природного урана. Опираясь на богатые энергетические ресур-
сы, эта тройка стран встроилась в международное разделение труда в качестве энергоэкспортеров. С другой стороны, энергетический сектор во всех постсоветских республиках сохраняет некоторые типологические черты, унаследованные от советского периода его развития. Каких-либо существенных инвестиций в модернизацию производственного аппарата, транспорта и транспортной инфраструктуры, а также жилищного сектора за прошедшие двадцать лет здесь сделано не было, либо сделано очень мало, поэтому повсеместно сохраняется повышенная энергоемкость производства и потребления.
Специфика энергетического сектора
Дифференциация стран региона по энергетическому потенциалу
По своим энергетическим возможностям пятерка центральноазиатских стран и Азербайджан подразделяются на две группы. Образующие первую группу Казахстан, Туркменистан и Азербайджан обладают запасами нефти и природного газа мирового значения. Вторую группу стран составляют Кыргызстан и Таджикистан, не располагающие сколько-нибудь значительными запасами углеводородов. Узбекистан, обладающий достаточно крупными запасами природного газа и природного урана, занимает промежуточное положение между двумя этими группами стран. Его газовые месторождения являются мелкими и не могут быть эффективно переориентированы на экспорт, а потому подавляющая часть добываемого газа потребляется на внутреннем рынке.
Казахстан по запасам нефти занимает 11 место в мире, Азербайджан — 19-е (см. табл. 1). По текущей добыче Казахстан входит в двадцатку, а Азербайджан — тридцатку крупней-
Таблица 1
Страны Центральной Азии и Азербайджан: место в мировой добыче и запасах нефти и природного газа
Добыча 2009 года Запасы на 1 января 2011 года
Нефть Природный газ Нефть Природный газ
% Место % Место % Место % Место
Казахстан 2,0 16 1,1 24 2,0 11 1,3 15
Кыргызстан — — — —
Таджикистан — — — —
Туркменистан 0,3 40 1,2 23 0,04 46—48 4,0 5
Узбекистан 0,1 46 2,2 11 0,04 49 1,0 19
Все 5 стран ЦА 2,4 4,5 2,1 6,3
Азербайджан 1,3 21 0,5 32 0,5 19 0,45 26
Все 4 страны Каспия 3,7 5,0 2,6 6,75
И с m о ч н и к: Рассчитано и составлено по «Oil & Gas Journal», 6 December 2010. P. 48—49.
Таблица 2
Мировые запасы угля в разрезе стран в 2008 году, % от совокупных запасов
Всего 1 Битуминозные угли и антрацит
США 27,6 США 26,8
Россия 18,2 КНР 15,4
КНР 13,3 Индия 13,9
Австралия 8,9 Россия 12,1
Индия 7,0 Австралия 9,2
Украина 3,9 Южная Африка 7,5
Казахстан 3,9 Казахстан 5,3
Южная Африка 3,5 Украина 3,8
Другие страны 13,6 Другие страны 6,1
И с т о ч н и к: Рассчитано по: 2010 Survey of Energy Resources. World Energy Council, 2010. P. 10—12.
ших нефтепроизводителей. По запасам природного газа Туркменистан занимает 5 место в мире, пропуская вперед только Россию, Иран, Катар и Саудовскую Аравию. Причем с высокой вероятностью можно предположить, что запасы природного газа в этой республике еще значительнее, чем это следует из имеющихся международных оценок. Сравнительно недавно здесь было открыто новое гигантское месторождение Южный Йолотань — Осман, запасы которого британская консалтинговая компания «Gaffney, Cline & Associates»
Диаграмма 1
Идентифицированные мировые ресурсы урана в разрезе стран, % от совокупных ресурсов на начало 2009 года
Намибия 4,5 Г Браз Южная Африка 4,7 —. / Г Ниге США 7,5 у-Л-!. / / / Канада 8,6 \ \ 1 / Россия 9,0 —Л Г ) Казахстан 13,2 —^ \ / У > Австралия 26,6 илия 4, р 4,4 /краина ^ Др 4 3,5 КНР 2,7 / ^ Узбекистан 1,8 /^„г Иордания 1,8 ________ Индия 1,3 Монголия 0,8 — Прочие страны 5,2 угие страны 13,6
И с т о ч н и к: 2010 Survey of Energy Resources. World Energy Council, 2010. P. 209.
в 2008 году оценила в 4—14 трлн куб. м. Государственная компания «Туркменгеология», проведя в ноябре 2010 года дополнительное бурение и трехмерные сейсмические исследования йолотаньско-османской группы месторождений, повысила оценку ее запасов до 21 трлн куб. м1. До 6 трлн куб. м природного газа могут составлять запасы в туркменской части Каспийского моря, где к геологоразведке приступают американские нефтегазовые компании «Chevron» и «ConocoPhillips».
По запасам угля Казахстан занимает 7 место в мире (см. табл. 2), Узбекистан — 16 место.
По идентифицированным запасам урана Казахстан занимает второе место в мире после Австралии (см. диагр. 1). Примерно 70% казахстанских урановых запасов пригодно для добычи способом подземного выщелачивания, наиболее дешевым и щадящим по отношению к окружающей среде2. Узбекистан в списке стран с крупнейшими запасами урана занимает 12 место.
Неодинаковая наделенность энергетическими ресурсами предопределяет и различия в структуре потребления энергии.
Структура потребления энергоресурсов
Наиболее диверсифицирована структура потребления первичной энергии в Казахстане (см. табл. 3). Около половины всего энергопотребления в этой стране обеспечивается углем — 43% совокупного спроса на первичные энергоресурсы (ПЭР) в 2008 году. При этом доля угля в энергобалансе постепенно снижается. Около 40% энергопотребления приходится на природный газ и 17% на нефть. В целом уголь, нефть и газ обеспечивают 98% энергетических потребностей Казахстана.
Таблица 3
Структура потребления первичных энергоресурсов в странах Центральной Азии и Азербайджане, %
Азербайджан Казахстан Кыргызстан Таджикистан Туркменистан Узбекистан
II в среднем за 2000—2008 годы ||
Уголь 0 51 20 2 0 2
Нефть 36 19 20 16 26 12
Природный газ 62 28 24 24 74 84
Гидроэнергетика 2 1 36 58 0 1
1 См.: Обзор рынков России и СНГ // Platts, ноябрь 2010, выпуск № 7.
2 См.: Бутырина Е. «Казатомпром» намерен до 2050 года добыть около 1 200 тыс. т урана // Панорама, 9 июня 2006, № 22; Uranium and Nuclear Power in Kazakhstan [http://www.world-nuclear.org/info/ inf89.html].
Таблица 3 (продолжение)
Азербайджан Казахстан Кыргызстан Таджикистан Туркменистан Узбекистан
Прочее 0 1 0 0 0 1
Доля чистого импорта в потреблении, % -140 -111 52 38 -252 -15
Доля гидроэнергетики в генерации электроэнергии, % 10 12 86 99 0 16
| 2008 год |
Уголь 0 43 19 4 0 2
Нефть 31 17 29 21 28 9
Природный газ 68 39 22 18 73 86
Гидроэнергетика 1 1 31 55 0 2
Прочее 0 0 0 3* 0 0
Доля чистого импорта в потреблении, % -333 -109 73 41 -265 -23
Доля гидроэнергетики в генерации электроэнергии, % 9 9 90 98 0 23
* Включая прямой импорт электроэнергии.
И с т о ч н и к: Рассчитано по базе данных Международного энергетического агентства.
Углеводороды абсолютно доминируют и в энергопотреблении Азербайджана и Туркменистана. Причем в обеих странах топливом номер один выступает природный газ, а уголь практически не используется. Если абстрагироваться от неразвитости сектора новых возобновляемых источников энергии, то Азербайджан и Туркменистан имеют «более развитую» структуру энергопотребления, чем многие развитые страны.
Кыргызстан и Таджикистан опираются преимущественно на гидроэнергетику, причем за счет этого сектора вырабатывается более 90% электроэнергии.
Четыре государства — Азербайджан, Казахстан, Туркменистан и, в существенно меньшей степени, Узбекистан — являются чистыми экспортерами энергии. В Кыргызстане и Таджикистане за счет импорта покрывается соответственно 43% и 41% потребностей в энергетических ресурсах. При этом следует иметь в виду, что значительная часть импортируемых Кыргызстаном нефти и нефтепродуктов реэкспортируется в Китай.
Если по наделенности и структуре потребления энергоресурсов рассматриваемые страны серьезно различаются между собой, то по удельному потреблению энергии они заметно более близки.
Мировые лидеры по энергонеэффективности
По потреблению энергоресурсов в расчете на единицу ВВП центральноазиатские страны, особенно Туркменистан и Узбекистан, входят в число мировых лидеров (см. табл. 4). В свое время советская экономика, а в последние годы и постсоветское пространство выпали из глобального процесса снижения энергоемкости производства. Можно, конечно, считать, что доступность энергоресурсов является естественным конкурентным преимуществом. Однако инициированная нефтяным кризисом 1973 года тенденция к внедрению энергосберегающих технологий продолжает развиваться. Причем в периоды высоких (относительно долгосрочных средних) цен на энергоносители переход на энергосберегающие технологии только ускоряется.
Таблица 4
Место постсоветских стран в глобальном рейтинге энергоемкости ВВП
По обменным' курсам и условиям 2000 года По паритетам покупательной способности 2005 года
1990 2000 2007 1990 2000 2007
Туркменистан 1 1 5 Туркменистан 2 2 3
Кыргызстан 2 16 14 Узбекистан 3 3 2
Украина 3 2 2 Азербайджан 6 8 59
Узбекистан 4 3 4 Армения 7 36 66
Беларусь 6 13 19 Кыргызстан 10 27 25
Азербайджан 7 12 41 Беларусь 11 20 28
Казахстан 8 9 6 Казахстан 12 12 10
Армения 9 32 46 Украина 14 6 8
Молдова 10 8 9 Молдова 15 17 17
Таджикистан 11 5 5 Россия 21 15 20
Россия 15 6 11 Грузия 26 42 68
Грузия 27 36 48 Таджикистан 32 18 18
И с m о ч н и к: Рассчитано по: World Bank World Development Indicators 2010.
Согласно данным на 2007 год, все постсоветские экономики, за исключением Армении, Грузии и Азербайджана, входили в двадцатку стран с самым высоким потреблением энергоресурсов на единицу валового внутреннего продукта по обменному курсу 2000 года. При использовании показателей ВВП по паритету покупательной способности национальных валют картина принципиально не меняется. Туркменистан, Узбекистан, Казахстан, Таджикистан и Кыргызстан остаются среди наиболее энергорасточительных экономик мира.
Это означает, что экономический рост в этих странах теснейшим образом коррелирует с масштабами потребления энергоресурсов. В качестве доказательства этого достаточно, например, посмотреть на графики 1 и 2, которые показывают, что кривые роста ВВП и потребления энергии в Таджикистане и Кыргызстане в значительной мере совпадают.
График 1
Таджикистан: динамика ВВП и потребления энергии, показатели за 1990 год приняты за 100
Потребление ПЭР -Потребление электроэнергии ВВП
И с т о ч н и к и: Рассчитано и составлено по базе данных Международного энергетического агентства и национальной статистике.
График 2
Кыргызстан: динамика ВВП и потребления энергии, показатели за 1990 год приняты за 100
Потребление ПЭР -Потребление электроэнергии ВВП
И с т о ч н и к и: Рассчитано и составлено по базе данных Международного энергетического агентства и национальной статистике.
Более того, материалы графиков 1 и 2 позволяют сделать вывод, что электроемкость валового внутреннего продукта в Таджикистане и Кыргызстане до 2007/2008 годов не только не снижалась, а, напротив, росла. Советское энергетическое наследие позволило этим странам (как и всем другим постсоветским республикам) избежать полного эконо-
мического и социального коллапса и даже поддержать положительные темпы роста в 2000-х годах.
К этому положению мы еще вернемся. Здесь важно зафиксировать, что прогноз будущего потребления и производства энергоресурсов для Центральной Азии и Азербайджана сильно затруднен.
■ Во-первых, из-за того, что добыча нефти и газа решающим образом зависит не от внутренних условий развития, а от спроса на внешних рынках, притока иностранных инвестиций и политической стабильности региона.
■ Во-вторых, потому, что экономический и энергетический транзит в постсоветских государствах, особенно в беднейших республиках, не располагающих собственными запасами углеводородов, на наш взгляд, еще не закончен.
Запасы прочности в унаследованной от Советского Союза электроэнергетике близки к исчерпанию. В-третьих, существует большая неопределенность относительно перспектив экономического развития рассматриваемых стран.
В силу этих обстоятельств целесообразно отдельно анализировать перспективы внутреннего и внешнего спроса на энергоресурсы.
Прогноз внутреннего спроса на энергоресурсы
Учитывая, что масштабы внутреннего спроса на энергию задаются экономическим ростом, начнем с прогноза темпов развития центральноазиатских республик и Азербайджана. В табл. 5 обобщены известные нам прогнозы роста ВВП рассматриваемых стран в долгосрочной перспективе. Оценки С. Понсета и Азиатского банка развития (АБР) выполнены на базе производственной функции в рамках неоклассических представлений о
Таблица 5
Прогнозы среднегодовых темпов роста ВВП в 2011—2030 годах, %
Понсет, 2006 АБР, 2009** Фелипе, Кумар, Абдон, 2010
Казахстан 4,7 3,8 -0,05—0,8
Кыргызстан 3,6* 3,2 0,7-3,0
Таджикистан 5,6* 3,8 2,5—3,3
Туркменистан 0,9* 6,9 1,2—2,0
Узбекистан 4,8 4,9 2,5—3,5
Азербайджан 3,0 8,6 0,6—1,2
* 2005—2020 годы. ** 2005—2030 годы.
И с т о ч н и к и: Poncet S. The Long Term Growth Prospects of the World Economy: Horizon 2050 // CEPII Working Paper No. 2006, 16 October 2006; Energy Outlook for Asia and the Pacific // Asian Development Bank, October 2009; Felipe J., Kumar U., Abdon A. Using Capabilities to Project Growth 2010— 2030 // Asian Development Bank, 28 June 2010.
движущих силах и ограничениях экономического роста. Оценки Дж. Фелипе, У. Кумара и А. Абдона базируются главным образом на моделировании экспортных возможностей развивающихся стран различного уровня развития в секторе обрабатывающей промышленности.
Разброс оценок, особенно в отношении Азербайджана, Казахстана и Туркменистана, впечатляет. В целом ни неоклассическая парадигма прогнозирования, ни методика Дж. Фелипе, У. Кумара и А. Абдона не подходят, по нашему мнению, для прогнозирования долговременного роста в сырьевых экономиках. Построить удовлетворительную в эконометрическом смысле модель спроса на энергоресурсы в зависимости от динамики экономического развития постсоветских республик аналогично тому, как это делается в отношении устоявшихся развитых и развивающихся стран, в настоящее время невозможно.
Таблица 6
Прогноз спроса на первичные энергоресурсы в странах Центральной Азии и Азербайджане
Прогноз
Международное Авторы
энергетическое агентство Потребление
Темпы роста ВВП, 2009— 2030 годы, % Потребление ПЭР в 2030 году, млн т.н.э. Темпы роста ВВП, 2011 — 2030 годы, % Потребление ПЭР в 2030 году, млн т.н.э. в 2008 году, млн т.н.э. факт
Казахстан 4,1 104,1 4,0 100 71
Кыргызстан * * 3,0 4 2,9
Таджикистан * * 3,0 4 2,5
Туркменистан 5,4 35,6 6,0 25 18,8
Узбекистан 4,3 67,2 3,5 75 50,5
ЦАзия-5 208 145,7
Азербайджан 2,8 17,3 4,0 17 13,4
6 стран 225 159,1
* Отдельно по странам оценки не приводятся.
И с т о ч н и к и: Рассчитано и составлено по: база данных International Energy Agency;
II- World Energy Outlook 2010 и оценки авторов. -II
Опираясь на простые взаимозависимости между макроэкономическими агрегатами с учетом динамики и структуры экономического роста шести государств за последние полвека, на углубленный анализ факторов их экономического роста3, а также на соб-
3 Подробный анализ экономического роста государств Центральной Азии и Азербайджана дан в следующих работах: Жуков С., Резникова О. Центральная Азия в мировой политике и экономике // МЭиМО, 1994, № 12; Жуков С. Казахстан, Кыргызстан и Узбекистан в социально-экономических структурах совре-
ственные экспертные оценки, мы считаем, что в 2011—2030 годах самые высокие среднегодовые темпы роста ВВП — на уровне 6% — продемонстрирует Туркменистан. За ним будут следовать Казахстан и Азербайджан с 4% каждый. Среднегодовые же темпы роста Кыргызстана и Таджикистана не превысят 3%. В целом, наши оценки, исключая Азербайджан, близки оценкам Международного энергетического агентства (МЭА). Мы полагаем, что МЭА недооценивает потенциал экономического роста этой страны, который не ограничен нефтегазовым сектором. Хорошие возможности для роста есть, например, в аграрном секторе Азербайджана.
Мы также полагаем, что экономический рост в Казахстане, Туркменистане и Азербайджане окажется менее энергоемким, чем это прогнозирует МЭА. Главным образом потому, что опираться этот рост будет не на расширение внутреннего спроса, а в основном на экспортный спрос. В то же время Узбекистану не удастся, на наш взгляд, снизить энергоемкость ВВП в тех масштабах, которые прогнозирует Международное энергетическое агентство.
В силу больших абсолютных масштабов экономики 44% всего прироста потребления шести рассматриваемых стран обеспечит Казахстан, 37% — Узбекистан и 9% — Туркменистан. На Азербайджан, Кыргызстан и Таджикистан придется соответственно 5%, 1,7 и 2,3% роста потребления (подсчитано по данным табл. 6).
Важнейший вопрос: в состоянии ли анализируемые государства обеспечить производство того объема энергоресурсов, которые необходимы для поддержания прогнозируемых темпов экономического роста? Если способности Азербайджана, Казахстана, Туркменистана и Узбекистана справиться с этой задачей сомнений не вызывают, то возможности Кыргызстана и Таджикистана остаются под вопросом.
«Провалившиеся» нестабильные государства Кыргызстан и Таджикистан
Более низкие темпы экономического развития в Кыргызстане и Таджикистане обусловлены в числе прочего и отсутствием собственных углеводородных ресурсов. Во многом по этой причине обе республики после распада СССР пополнили ряды наименее развитых стран мира.
Неудивительно, что обе страны связывают свое энергетическое будущее с развитием доминирующей в их энергобалансах гидроэнергетики (см. табл. 3 выше). Так, в Таджикистане потенциал производства электроэнергии на базе гидроресурсов оценивается в 264 Тераватт-час в год, из которых практически используется только 6%4. На протяжении последних двух десятилетий Таджикистан и Кыргызстан постоянно выдвигали планы массового строительства крупных гидроэнергетических объектов с целью удовлетворения внутреннего спроса и экспорта электроэнергии в соседние страны. Информа-
менного мира // МЭиМО, 1997, № 3; Жуков С., Резникова О. Россия — Центральная Азия: новая модель экономического взаимодействия. В кн.: Россия и Юг: возможности и пределы взаимодействия. М.: Финстатин-форм, 1996; Жуков С.В., Резникова О.Б. Центральная Азия в социально-экономических структурах современного мира. М.: Московский общественный научный фонд, 2001; Резникова О. Перспективы притока прямых иностранных инвестиций в экономику государств Центральной Азии и Кавказа // Центральная Азия и Кавказ. Насущные проблемы 2003. Алматы: ТОО «East Point», 2003; Жуков С., Резникова О. Центральная Азия и Южный Кавказ в мировой экономике. В кн.: Меняющийся мир и Россия. М.: ИМЭМО, 2004; Жуков С.В., Резникова О.Б. Экономические взаимосвязи на постсоветском пространстве // Вопросы экономики, 2007, № 8; Резникова О.Б. Мировой опыт регулирования трудовой миграции: уроки для России. В кн.: Миграционные процессы в развивающихся странах Азии и Африки: основные проблемы. М.: ИМЭМО, 2008; Жуков С.В., Резникова О.Б. Центральная Азия и Китай: экономическое взаимодействие в условиях глобализации. М.: ИМЭМО, 2009.
4 См.: World Energy Council, Survey of Energy Resources, 2007. P. 310.
ция о наиболее крупных гидроэнергетических проектах, которые хотели бы реализовать две центральноазиатские республики, обобщена в табл. 7. Кыргызстан рассчитывает построить новые гидроэлектростанции совокупной мощностью 5 667 мегаватт, для чего требуется 7,6 млрд долл. Для Таджикистана соответствующие показатели составляют 5 344 мегаватт и 9,5 млрд долл.5
Таблица 7
Новые крупные проекты, намеченные в гидроэнергетике Кыргызстана и Таджикистана
Проект Мощность, мегаватт Производство электроэнергии, гигаватт-час в год Оценка стоимости проекта, млн долл. Инвестор Срок пуска в эксплуатацию
H Таджикистан Ц
Сангтуда-1 670 2 700 670 Россия 2009
Сангтуда-2 220 1 000 220 Иран ?
Ронгун 3 600 13 000 2 200 ?
Нурабад-1 350 650 КНР ?
Кыргызстан
Камбарата-1 1 900 2 000 Россия ?
Камбарата-2 400 400 Россия частично реализован
Кокемерен-1 360 ?
Кокемерен-2 912 ?
И с т о ч н и к и: Electricity in Central Asia. Market and Investment Opportunity Report. World Energy Council, July 2007; деловая периодика Кыргызстана и Таджикистана; мировая бизнес-периодика.
Несмотря на популярность6, какого-либо серьезного экономического обоснования эти планы под собой не имеют. Помимо очевидного некоммерческого характера данных планов их реализацию дополнительно осложняют два фактора.
■ Во-первых, ни Кыргызстан, ни Таджикистан не имеют собственных финансовых ресурсов и достаточных квалифицированных кадров для их реализации. Строительство новых гидроэлектростанций может быть осуществлено только за счет внешних ресурсов. Обе республики относятся к группе так называемых «провалившихся», или «несостоявшихся» государств. Несмотря на два десятилетия независимого развития, здесь так и не возникли устойчивые государственные образования и не создано даже прототипов национальной экономики. Экономическая и политическая жизнь в Кыргызстане и Таджикистане во многом базиру-
5 Подсчитано по: Energy Demand/Supply Balance and Infrastructure Constrains Diagnostic Study // Asian Development Bank, October 2010. P. 31—32.
6 См., например: Tajikistan. In-Depth Review of the Investment Climate and Market Structure in the Energy Sector. Brussels: Energy Charter Secretariat, 2010.
ется на обслуживании статистически не регистрируемого китайского экспорта в Россию и Казахстан, денежных переводах трудовых мигрантов из более успешных постсоветских республик и встроенности в глобальные сети по транспортировке и торговле наркотиками. На наш взгляд, планируемые в центральноазиат-ской гидроэнергетике масштабные проекты могут быть реализованы только внешними донорами, руководствующимися не экономическими, а какими-то политическими интересами. В том случае если привлечь внешние ресурсы в гидроэнергетические проекты не удастся, Кыргызстан и Таджикистан ожидает новый виток социально-экономической деградации.
■ Во-вторых, Кыргызстан и Таджикистан находятся в верховьях горных рек, питающих водными ресурсами весь Центрально-Азиатский регион. Страны, находящиеся ниже по течению: Казахстан и особенно Узбекистан — используют потенциал трансграничных рек для нужд ирригационного земледелия. Накопление больших объемов воды в искусственных резервуарах для генерации электроэнергии создает для аграрных стран проблемы. Особой остроты противоречия по использованию региональных гидроресурсов достигли в отношениях между Таджикистаном и Узбекистаном.
В советское время развитие гидроэнергетики и ирригационного земледелия было увязано в единую систему. В республиках Средней Азии и южной части Казахстана был создан интегрированный энерго-водный комплекс, управлявшийся из единого центра в Узбекистане. Система позволяла балансировать сезонные колебания спроса на электроэнергию и потребности в воде как ирригационном ресурсе с колебаниями запасов воды в горных реках. В зимнее время Кыргызстан и Таджикистан накапливали воду в водохранилищах и получали электроэнергию и энергоресурсы (уголь и природный газ) из Казахстана, Туркменистана и Узбекистана. В летнее время Кыргызстан и Таджикистан направляли воду в Узбекистан и Казахстан для ирригационного земледелия. Также Кыргызстан и Таджикистан поставляли соседям гидроэлектроэнергию, производимую в избыточных, относительно внутренних потребностей, масштабах7. В настоящее время единого политического и хозяйственного центра в Центральной Азии не существует, а интересы независимых государств, в том числе в энергетике, носят нередко взаимоисключающий характер.
Суммируя, можно утверждать, что при отсутствии инвестиций Кыргызстан и Таджикистан в предстоящие два десятилетия с высокой вероятностью столкнутся с неконтролируемым разрушением унаследованных от советского прошлого энергетических мощностей. Сценарий скромного экономического роста и постепенного увеличения внутреннего спроса на энергоресурсы, основные параметры которого суммированы в табл. 6, реализуется только в случае поступления в кыргызский и таджикский энергетический сектор значительных капиталовложений.
Более радужны перспективы развития в богато наделенных нефтью и природным газом Азербайджане, Казахстане и Туркменистане. Начнем с нефти.
Прогноз добычи и экспорта нефти до 2030 года
Сколько-нибудь значительный рост добычи и экспорта нефти среди прикаспийских стран можно ожидать только в Казахстане и Азербайджане.
7 Подробно функционирование единой советской гидроэнергетической системы в Средней Азии и Казахстане рассмотрено в: Жуков C.B., Резникова О.Б. Центральная Азия в социально-экономических структурах... С. 247—249, 257—263.
Казахстан
В 2010 году Казахстан добыл 79,5 млн т нефти, 90% которой было направлено на экспорт. С экспортом связаны и планы увеличения нефтедобычи, причем ставка сделана на три крупных месторождения — Тенгизское (включая Королевское), Карачаганак и Кашаган (см. табл. 8).
Таблица 8
Большая тройка казахстанских нефтяных месторождений: извлекаемые запасы углеводородов
Прогнозные запасы
Тенгиз и Королевское Нефть и конденсат: 750—1 125 млн т
Кашаган Нефть и конденсат: 1 475 млн т нефти Газ: более 880 млрд куб. м
Карачаганак Нефть и конденсат: более 1,2 млрд т Газ: более 1,3 трлн куб. м
И с т о ч н и к и: Данные «КазМунайГаз» и бизнес-периодика Казахстана.
Согласно прогнозу МЭА, к 2030 году добыча нефти в Казахстане вырастет относительно сегодняшнего уровня почти в два раза и достигнет 195 млн т, при этом подавляющую часть прироста обеспечит Кашаган (см. табл. 9). Это самое большое месторождение углеводородов, открытое за последние тридцать лет, и крупнейшее морское месторождение в мире.
Таблица 9
Прогнозы добычи нефти в Казахстане до 2030 года, млн т
2005 факт 2009 факт 2015 2020 2030
| Министерство нефти и газа |
Всего 61,5 76,5 95 — —
Тенгизшевройл 13,6 22,5 30* — —
Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В. 10,3 11,9 15* — —
Кашаган — — 10* — —
КазМунайГаз 9,4 8,9 7* — —
СНПСАктобемунайгаз 5,8 6,0 5* — —
Мангистаумунайгаз 5,7 5,7 5* — —
Остальные 16,7 21,5 23* — —
Таблица 9 (продолжение)
2005 факт 2009 факт 2015 2020 2030
Международное энергетическое агентство**
Всего 61,5 76,5 100 140 195
Тенгизшевройл 13,6 22,5 27 28 43
Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В. 10,3 11,9 15 17 12
Кашаган — — 15 55—60 75
Остальные 37,6 42,1 43 35—40 65
| Авторы |
Всего 61,5 76,5 85 100 130
Тенгизшевройл 13,6 22,5 30 30 43
Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В. 10,3 11,9 15 17 12
Кашаган — — — 10 30
Остальные 37,6 42,1 40 43 45
* Данные в разрезе компаний представляют собой оценки авторов, исходя из официального прогноза совокупной добычи. ** Показатели МЭА в миллионах баррелей в день пересчитаны в миллионах тонн в год.
И с т о ч н и к и: Министерство нефти и газа Республики Казахстан. Стратегический план Министерства нефти и газа Республики Казахстан на 2011 — 2015 годы; International Energy Agency, World Energy Outlook 2010 и оценки авторов.
Мы полагаем, что сценарий роста добычи Международного энергетического агентства является чересчур оптимистичным. В пользу такого вывода говорит непростая история освоения месторождения Кашаган8.
Первоначальное соглашение о разделе продукции (СРП) по Кашагану было подписано в 1997 году сроком на 37 лет. Планировалось, что месторождение может начать давать нефть уже в 2005 году. В 2004 году пуск месторождения в эксплуатацию был по согласованию с правительством Казахстана, получившим неустойку в размере 150 млн долл., отодвинут на 2008 год. Программа февраля 2004 года предполагала, что уже в 2008 году добыча достигнет 3,7 млн т, а пиковая добыча в 2016 году составит 60 млн т. Общие расходы по введению месторождения в эксплуатацию были повышены до 29 млрд долл., из них 10 млрд долл. — на первую фазу разработки.
В 2005 году ввод месторождения в эксплуатацию вновь отложили до 2010 года, а промежуточные программы 2005—2006 годов повысили издержки освоения Кашагана вначале до 50, а затем 57 млрд долл. Программа 2007 года повысила стоимость освое-
8 Истории развития проекта «Кашаган» посвящено огромное число материалов в казахстанской бизнес-периодике. Помимо прочего настоящая глава опирается на серию статей У. Кожантаевой в «Деловой неделе» (Алматы) и Е. Бутыриной в «Панораме» (Алматы).
ния месторождения до 136 млрд долл. В августе 2007 года правительство Казахстана объявило трехмесячный мораторий на работы по проекту. В конце 2008 года была принята новая программа освоения Кашагана, первая фаза которой была оценена в 31 млрд долл.
Программа принципиально изменила схему освоения месторождения. Фактически ответственность за проект из рук одной компании — итальянской «ENI» — перешла в руки сразу трех компаний: «Royal Dutch Shell» стала ответственной за все морские работы, «Total» сосредоточилась на вопросах переработки газа, а «ENI» — на вопросах строительства морской инфраструктуры.
Параллельно перекройке программ освоения месторождения Казахстан сумел увеличить долю в международном консорциуме по Кашагану с нуля до 16,81% (см. табл. 10).
Таблица 10
Доли акционеров в международном консорциуме по разработке Кашагана, %
1997 2005 2009
Agip — ENI 18,52 18,52 16,81
British Gas 8,332 — —
ExxonMobil 18,52 18,52 16,81
Royal Dutch Shell 18,52 18,52 16,81
Total 18,52 18,52 16,81
ConocoPhillips 9,26 9,26 8,40
Inpex 8,33 8,33 7,56*
Ka3MyHaMfa3 — 8,33 16,81**
* Заявила о намерении продать свою долю в проекте. ** За увеличение доли Казахстан заплатил 1,78 млрд долл.
И с т о ч н и к: бизнес-периодика Казахстана.
Внутриказахстанская дискуссия о запуске Кашагана сведена практически к обсуждению вопросов о том, какой объем капиталовложений требуется для освоения месторождения и насколько обоснованы инвестиционные планы иностранных разработчиков месторождения. Главные же вопросы заключаются в другом: каковы экономические, финансовые, экологические риски освоения Кашагана? Имеются ли в распоряжении нефтяных компаний адекватные тяжелым характеристикам месторождения технологии разработки? Дело в том, что такие специфические характеристики месторождения, как высокая температура нефти, достигающая 100—120°С, экстремальное давление в пластах, повышенное содержание серы и других химически активных веществ, включая меркаптаны, значительные перепады летних и зимних температур в зоне месторождения делают его предельно трудным для освоения. К тому же месторождение находится в шельфовой зоне, что дополнительно повышает риски.
Отдельный вопрос возникает в связи с переходом от консорциума с одним ответственным оператором к фактически тройственной структуре управления. Кто и каким образом будет обеспечивать согласованность работ таких крупных и привыкших к са-
мостоятельной работе компаний, как «Royal Dutch Shell», «Total» и «ENI» и не является ли переход к тройственной структуре управления фактическим разделением Кашагана на три самостоятельных проекта? Кто, в конечном счете, будет отвечать за возможный срыв новой программы, если таковой произойдет? Список подобных вопросов можно продолжить.
В мае 2011 года Казахстан заявил о приостановке второй фазы работ по Кашагану. Причина очередной заминки — неспособность участников консорциума точно определить объем добычи на второй фазе разработки, а также масштабы необходимых инвестиций9.
Серьезные противоречия между Казахстаном, с одной стороны, и иностранными акционерами — с другой, возникли и по проекту Карачаганак, который к 2015 году должен быть выведен на уровень добычи 15 млн т. Казахстанское правительство стремится усилить контроль над издержками иностранных компаний при реализации третьей фазы проекта и готово его заморозить, если консенсус с инвесторами не будет найден. В 2010 году добыча углеводородов на Карачаганаке упала по сравнению с предыдущим годом на 4% до 133,7 млн баррелей10.
Большая определенность существует относительно перспектив увеличения добычи на месторождениях Тенгиз и Королевское. В конце 2010 года было принято решение удвоить пропускную способность Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) с 28,2 до 67 млн т в год, из которых квота для казахстанской нефти составит 52,5 млн т. КТК позволяет транспортировать казахстанскую нефть на европейские рынки через российский порт вблизи г. Новороссийска на Черном море11.
С учетом отмеченных трудностей даже оценка уровня добычи в 130 млн т в 2030 году (см. табл. 9) может оказаться излишне оптимистичной. Не исключено, что фактическая добыча нефти в стране не превысит 110 млн т. В любом случае решающее влияние на скорость наращивания нефтедобычи в Казахстане оказывают иностранные инвесторы. В 1990-х годах Казахстан оказался ценнейшей находкой для ведущих международных нефтегазовых концернов. Ошеломляющая скорость распада СССР и советской экономики и сопровождающая этот распад хозяйственная разруха позволили им заключить соглашения с республикой на беспрецедентно выгодных для себя условиях. Именно иностранные компании фактически контролируют разработку крупнейших месторождений Казахстана. В свою очередь, инвестиционные решения добывающих казахстанскую нефть американских и европейских компаний будут определяться состоянием глобального спроса на нефть.
Азербайджан и Туркменистан
Проще оценить перспективы увеличения нефтедобычи в Азербайджане. В 2010 году здесь был добыт 51 млн т нефти, из которых 85% пришлось на азербайджанский международный нефтяной консорциум АМОК (см. график 3). И хотя в последние несколько лет добыча немного отстает от первоначального графика, почти наверняка к 2020 году Азербайджан будет добывать около 60 млн т нефти. Затем по мере исчерпания запасов группы месторождений Азери — Гюнешли — Чираг, разрабатываемых АМОК, нефтедобыча начнет снижаться и к 2030 году не превысит 45—50 млн т.
9 См.: Kazakhstan Freezes Second Phase at Kashagan // International Oil Daily, 26 May 2011.
10 См.: Kazakhstan Set to Freeze Major Gas Project, Minister Says // Reuters, 18 May 2011.
11 См.: CPC Expansion Gives Producers New Options // Petroleum Intelligence Weekly, 10 January 2011, Vol. L, No. 1; Министерство нефти и газа Республики Казахстан. Итоги стратегического развития нефтегазовой отрасли за 2010 год и планы на 2011 год.
График 3
Азербайджан: динамика добычи нефти в 1997— 2010 годах, млн т
Всего - - - - АМОК - АМОК прогноз 2002
И с т о ч н и к и: Составлено и рассчитано по данным государственного статистического комитета Азербайджана; азербайджанская бизнес-периодика.
В Туркменистане добыча нефти составляет около 10 млн т, из которых почти половина экспортируется. Какого-либо значительного увеличения нефтедобычи в этой стране в прогнозный период не ожидается.
Экспорт нефти
Оценка потенциальных объемов экспорта нефти из стран Центральной Азии и Азербайджана приведена в табл. 11. Мы считаем, что при самом благоприятном варианте совокупный нефтяной экспорт Азербайджана, Казахстана и Туркменистана составит в 2030 году 160 млн т, что более чем на 30% ниже оценок Международного энергетического агентства.
Таблица 11
Оценки экспорта нефти из Казахстана, Туркменистана и Азербайджана до 2030 года, млн т
2009 факт 2015 2020 2030
Казахстан
Министерство нефти и газа 68 84 — —
Международное энергетическое агентство* 68 84 123 178
Авторы 68 75 85 115
| Азербайджан |
Международное энергетическое агентство* 48 61 59 48
Таблица 11 (продолжение)
2009 факт 2015 2020 2030
Ц Авторы 48 50 50 40
| Туркменистан |
Международное энергетическое агентство* 4,5 7,5 7 5,5
Авторы 4,5 5 5 5
| Всего |
Международное энергетическое агентство* 120,5 152,5 189 231,5
Авторы 120,5 130 140 160
* Чистый экспорт.
И с т о ч н и к и: Министерство нефти и газа Республики Казахстан. Стратегический план Министерства нефти и газа Республики Казахстан на 2011 — 2015 годы; International Energy Agency, World Energy Outlook 2010 и оценки авторов.
Прежде всего с экспортными рынками связаны и планы наращивания добычи природного газа.
Прогноз добычи и экспорта газа до 2030 года
Статистика добычи, потребления и экспорта природного газа в постсоветских республиках не вполне транспарентна и достаточно запутана. В Азербайджане и Казахстане производится в основном попутный газ с нестабильными характеристиками. Значительная его часть закачивается обратно в пласт, а другая часть, прежде чем попасть к конечному потребителю, подвергается дополнительной переработке. По этим и другим причинам данные о совокупной добыче и о производстве товарного газа существенно различаются.
На наш взгляд, прогнозы МЭА значительно переоценивают возможности экспорта и добычи газа в центральноазиатских республиках и Азербайджане (см. табл. 12). Прогнозы по Казахстану базируются, по-видимому, на статистике совокупной добычи, а не данных о производстве товарного газа; во-вторых, большая часть добываемого в Казахстане газа приходится на попутный газ. Так как освоение Кашаганского и Карачаганак-ского месторождений будет, как мы предполагаем, отставать от заявленных временных графиков, то и добыча попутного газа будет расти медленнее. Это же соображение справедливо для Азербайджана, где добыча газа международным консорциумом отстает от графика. Учитывая опыт 1990-х—2000-х годов, можно ожидать, что и в Туркменистане газодобыча будет расти не так быстро, как планируется.
В целом добыча газа в Азербайджане, Казахстане, Туркменистане и Узбекистане составит 195 млрд куб. м в 2020 году и 215 млрд куб. м в 2030 году, что, соответственно, на 64 и 84 млрд куб. м меньше прогноза МЭА. Такое расхождение объясняется различиями в оценках динамики внешнего и внутреннего спроса на центральноазиатский и азербайджанский газ.
Таблица 12
Прогнозы добычи природного газа странами Центральной Азии и Азербайджаном, млрд куб. м до 2030 года
2009 факт 2015 2020 2030
Ц Национальная статистика ||
Туркменистан 41
Узбекистан 66
Азербайджан 17
Казахстан 9 15
Всего 133
| Международное энергетическое агентство |
Туркменистан 41 85 104 119
Узбекистан 66 72 70 70
Азербайджан 17 20 36 49
Казахстан* 36 47 49 61
Всего 160 224 259 299
Авторы
Туркменистан 41 60 85 100
Узбекистан 66 70 70 60
Азербайджан 17 20 20 25
Казахстан 9 15 20 30
Всего 133 165 195 215
* По-видимому, Международное энергетическое агентство опирается на статистику совокупной добычи.
И с т о ч н и к и: Министерство нефти и газа Республики Казахстан. Стратегический план Министерства нефти и газа Республики Казахстан на 2011 — 2015 годы; International Energy Agency, World Energy Outlook 2010 и оценки авторов.
Мы считаем, что Центральная Азия и Азербайджан смогут экспортировать 95 млрд куб. м газа в 2020 году и 115 млрд куб. м в 2030 году (см. табл. 13). При этом более половины экспорта придется на Туркменистан.
Превращение в важный центр добычи нефти и газа повышает значимость каспийских стран в мировой энергетике. Существенная часть добываемых в Центральной Азии углеводородов поступает на рынки стран АТР, в первую очередь Китая. Казахстан и Туркменистан к тому же играют важную роль в стратегии глобализации китайских энергетических компаний.
Таблица 13
Прогнозы экспорта природного газа странами Центральной Азии и Азербайджаном, млрд куб. м до 2030 года
2009 факт 2015 2020 2030
Ц Национальная статистика Ц
Туркменистан 17
Узбекистан 15
Азербайджан 8
Казахстан 7 10
Всего 47
| Международное энергетическое агентство* |
Туркменистан 17 56 73 85
Узбекистан 15 8 3 -1
Азербайджан 8 9 23 35
Казахстан 4 7 4 4
Всего 44 80 103 123
Авторы
Туркменистан 17 30 50 60
Узбекистан 15 15 15 15
Азербайджан 8 9 20 30
Казахстан 7 10 10 10
Всего 47 64 95 115
Ц * Чистый экспорт (экспорт минус импорт). Ц
И с т о ч н и к и: Министерство нефти и газа Республики Казахстан. Стратегический план Министерства нефти и газа Республики Казахстан на 2011 — 2015 годы; International Energy Agency, World Energy Outlook 2010 и оценки авторов.
Китай в нефтегазовом секторе Казахстана и Туркменистана
Между Китаем, с одной стороны, и государствами Центральной Азии — с другой, существует объективная взаимодополняемость в энергетической сфере. С Казахстаном Китай имеет общую сухопутную границу. Через территорию Узбекистана и Казахстана
выход в Синьцзян-Уйгурский автономный район (СУАР) имеет крупнейший центрально-азиатский газоэкспортер Туркменистан.
СУАР, со своей стороны, крупный и, что особенно важно, растущий центр нефте- и газодобычи Китая. В 2010 году здесь было добыто около 35 млн т сырой нефти, что составило 14% от общекитайской добычи (см. диагр. 2). По природному газу соответствующие показатели составили 30 млрд куб. м и 32% (см. диагр. 3). Через СУАР с его развитой нефтеперерабатывающей и трубопроводной инфраструктурой Китаю удобно и выгодно импортировать центральноазиатские углеводороды.
Диаграмма 2 СУАР в общекитайской добыче нефти, млн т и %
40 35 30 25 20 15 10 5 0
ЛИ
ffftftftfl-ft
1970
1985
1988
1991
1994
1997
2000
2003
2006
2010
I I млн т
% от общекитайской добычи
И с т о ч н и к и: Statistical Yearbook of China. National Bureau of Statistics of China за разные годы и китайская бизнес-периодика.
Диаграмма 3 СУАР в общекитайской добыче природного газа, млрд куб. м и %
| I млрд куб. м ^^^^ % от общекитайской добычи
И с т о ч н и к и: Statistical Yearbook of China. National Bureau of Statistics of China за разные годы и китайская бизнес-периодика.
Особо следует остановиться на сотрудничестве Китая и Казахстана в нефтяном и Китая и Туркменистана в газовом секторе.
Китай и казахстанская нефть
В последние годы КНР ускоренно наращивает импорт нефти из соседних постсоветских республик, особенно Казахстана. В 2010 году на его долю приходилось 4,2% всего китайского нефтяного импорта в сравнении с 1% в 2000 году (см. табл. 14).
Таблица 14
Постсоветские нефтеэкспортеры: доля в совокупном импорте сырой нефти КНР, %
1995 2000 2005 2006 2007 2009 2010
Бывший СССР 0,2 3,1 11,1 12,8 12,6 11,0 10,6
Россия 0,2 2,1 10,1 11,0 8,9 7,5 6,4
Казахстан 0,0 1,0 1,0 1,8 3,7 3,5 4,2
И с т о ч н и к и: Рассчитано по базе данных UN COMTRADE и таможенной статистике КНР.
Параллельно нарастала значимость нефтяного экспорта в КНР и для самого Казахстана. В 2007 году экспорт нефти с территории Казахстана в Китай приблизился по объему к 6 млн т — около 10% всего казахстанского нефтяного экспорта. КНР стал в том же году четвертым крупнейшим нефтяным рынком для Казахстана после Швейцарии, Италии и Франции. После ввода в эксплуатацию прямого нефтепровода из Казахстана в Китай последний стал вторым крупнейшим экспортным рынком для казахстанской нефти (см. табл. 15).
Таблица 15 Казахстан: основные экспортные рынки для нефти, млн т
2001 2008 2010
Бермудские о-ва 8,0 Швейцария 23,7 Италия 15,9
Россия 5,3 Италия 11,4 Китай 9,7
Италия 4,4 Франция 9,3 Франция 7,3
Украина 3,7 Китай 6,4 Нидерланды 7,0
Виргинск. о-ва (Брит.) 3,0 Нидерланды 5,1 Австрия 4,9
ОАЭ 2,1 Израиль 4,6 Канада 3,6
Германия 1,4 Россия 4,0 Румыния 2,4
Великобритания 1,4 Румыния 2,0 Израиль 2,2
Польша 1,1 Испания 1,9 Польша 1,8
Китай 0,6 Турция 1,8 Греция 1,7
И с т о ч н и к: Составлено по: таможенная статистика Казахстана.
В 2005 году из Казахстана в Китай был построен нефтепровод пропускной способностью 10 млн т в год. Это первый казахстанский нефтепровод, не проходящий через территорию третьих стран и соединяющий местные нефтяные месторождения с зарубежными потребителями напрямую. Владельцем трубопровода и оператором поставок является компания «Казахстанско-китайский трубопровод», акционерами которой на паритетных началах стали Китайская национальная нефтяная компания CNPC и национальная нефтегазовая компания Казахстана «КазМунайГаз»12. В 2009 году КНР и Казахстан завершили строительство нефтепровода Кенкияк — Кумколь, что позволило увеличить совокупную мощность нефтепровода в Китай. В будущем совокупная мощность нефтепровода в Китай может быть доведена до 50 млн т в год.
Нефтепровод уже стал основным каналом экспорта казахстанской нефти в КНР. В 2010 году по нему было экспортировано более 10 млн т нефти, из которых примерно 8 млн т пришлось на нефть, добытую в самом Казахстане (см. табл. 16).
Таблица 16 Экспорт нефти из Казахстана по основным маршрутам, млн т
2005 2006 2007 2008 2009 2010*
КТК вся нефть 30,5 31,1 32,6 32,2 34,6 34,9
в т.ч.
казахстанская нефть — 24,4 25,6 25,8 27,5 28,4
российская нефть — 6,7 7,0 6,4 7,1 6,5
Узень — Атырау — Самара 15,0 15,6 16,0 16,8 17,5 15,5
Порт Актау 8,9 9,9 8,9 7,6 9,3 —
Атасу — Алашанькоу — 2,2 4,8 6,1 7,7 10,1
в т.ч.
казахстанская нефть — — 4,8 5,1 6,2 —
российская нефть — — — 1,0 1,5 —
Прочее, включая железную дорогу 0,2 5,0 5,6 5,4 7,6 —
Всего казахстанская нефть 54,6 57,1 60,8 60,7 68,1 71,2
Ц * Оценки. Ц
И с т о ч н и к и: Данные компании «КазТрансОйл »; деловая периодика Казахстана.
Еще большее значение имеет сотрудничество между китайскими и казахстанскими нефтяными компаниями. Китайские компании в жесткой конкурентной борьбе с другими иностранными инвесторами установили контроль над рядом нефтяных месторождений в Казахстане. По объемам текущей нефтедобычи китайские компании идут сразу же вслед за американскими, которые контролируют месторождение Тенгиз.
В 2009 году в нефтяном сотрудничестве Казахстана и КНР произошли качественные сдвиги.
12 См.: Кошербаева А.Б. Структура и эффективность экономического сотрудничества Казахстана и КНР. Астана: КазМунайГаз Консалтинг, 2006.
■ Во-первых, в рамках сделки «Финансовые ресурсы в обмен на нефть» Китай зарезервировал для Казахстана кредитные ресурсы в объеме 5—10 млрд долл. (см. табл. 17).
■ Во-вторых, китайский фонд «China Investment Corporation» купил около 11% казахстанской компании «КазМунайГаз Разведка и Добыча» (КМГ РД), являющейся производственным подразделением государственной нефтяной компании «КазМунайГаз».
Таблица 17
Китай: крупнейшие контракты «Финансовые ресурсы в обмен на энергоресурсы» со странами Центральной Азии
Время достижения договоренности Размер кредита, млрд долл. Законтрактованные поставки нефти
Казахстан апрель 2009 года 5—10 —
Туркменистан апрель 2009 года 4,1 разработка газовых месторождений, строительство экспортного газопровода
Туркменистан май 2011 года 4 разработка газовых месторождений, строительство экспортного газопровода
И с m о ч н и к: Мировая и центральноазиатская бизнес-периодика.
Развитие сотрудничества с КНР позволит Казахстану увеличить экспорт нефти на китайский рынок. Интерес к инвестированию в нефтяной сектор Казахстана проявляют и другие азиатские страны. В апреле 2011 года прорыв в нефтедобывающий сектор Казахстана осуществила Индия. Нефтегазовая корпорация Индии — ONGC подписала с «КазМунайГа-зом» соглашение по совместной разведке на блоке Сатпаев в мелководной части Каспийского шельфа, запасы которого оцениваются в 256 млн т нефтяного эквивалента13. Тем не менее даже при самом благоприятном развитии событий добыча не начнется ранее 2020 года.
На просматриваемую перспективу Китай останется главным энергетическим партнером Казахстана в АТР, так как это партнерство обусловлено совпадением интересов и возможностей. Для Казахстана Китай представляет собой крупный и географически близкий рынок сбыта нефти. Особенно важно, что на фоне стагнации, а вероятно, и снижения спроса на нефть на рынках Европы в КНР спрос на нефть в ближайшие десятилетия будет только расти. При этом, в отличие от всех других экспортных маршрутов, поставки нефти из Казахстана в КНР могут идти напрямую, минуя транзитные страны-посредники.
Это не значит, что европейское направление потеряет свое значение для экспорта казахстанской нефти. Львиную долю текущей и будущей нефтедобычи в Казахстане обеспечат американские и европейские компании, которые продолжат экспорт на европейские рынки. Тем более что и старая, и, во многом, создающаяся экспортная инфраструктура страны развернута в европейском направлении. Однако не исключено, что в ближайшем будущем нефть в КНР из Казахстана будут поставлять американские и европейские нефтегазовые компании.
13 Cm.: Satpayev Deal Ends Long Indian Wait for Kazakh Upstream Entry // International Oil Daily, 19 April 2011.
Китай и туркменский газ
Если в Казахстане китайские компании нацелены на нефть, то в Туркменистане их интересы завязаны на природный газ.
Прорыв в газовом сотрудничестве двух стран произошел в апреле 2006 года, когда КНР и Туркменистан подписали стратегическое комплексное соглашение о партнерстве в газовом секторе. Согласно договоренностям, из Туркменистана в Китай должен был быть построен магистральный экспортный газопровод пропускной способностью 30 млрд куб. м в год. Поставки газа должны производиться на протяжении 30 лет14. В качестве ресурсной базы для заполнения газопровода определены газовые месторождения на правом берегу Амударьи с совокупными запасами до 1 700 млрд куб. м, право на разработку которых получили китайские компании. Учитывая, что у двух государств нет общей границы, КНР построила стыковочные газопроводы по территории Узбекистана и Казахстана, связав воедино казахский, узбекский и туркменский участки.
Как и Казахстан, Туркменистан в начале 2009 года, в разгар глобального финансово-экономического кризиса получил от Китая значительные ресурсы для инвестиций по схеме «Финансовые ресурсы в обмен на энергетическое сырье» (см. табл. 17) на реализацию проектов по добыче природного газа и строительства газопроводов. В мае 2011 года Туркменистан заключил с КНР вторую сделку такого типа. Более 4 млрд долл., полученные на 10 лет с трехлетним льготным периодом, пойдут на освоение месторождения Южный Йолотань — Осман и строительство новой ветки экспортного газопровода в Китай. В обмен Туркменистан обязался в течение десяти лет поставлять дополнительные объемы газа на китайский рынок15.
В 2010 году Туркменистан экспортировал в Китай всего 4 млрд куб. м природного газа. Но уже к 2015 году газовые поставки на китайский рынок, при наличии платежеспособного спроса, могут вырасти до 40 млрд куб. м. Весной 2011 года КНР достигла предварительного соглашения с Туркменистаном об импорте дополнительных 20 млрд куб. м газа начиная с 2015 года. Если это соглашение будет реализовано, совокупный объем законтрактованного Китаем туркменского газа достигнет 60 млрд куб. м16.
По газопроводу может экспортироваться не только туркменский, но и узбекский и казахстанский газ.
Перспективы экспорта в Китай центральноазиатского газа
В Узбекистане китайские компании принимают участие в нескольких перспективных газовых проектах. В июне 2006 года Китайская национальная корпорация по разведке и разработке месторождений нефти и газа («China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation» — CNODC) заключила соглашение с «Узбекнефтегазом» о проведении поисковых и разведочных работ на пяти инвестиционных блоках в Устюртском районе, в Бухарской и Хивинской областях, а также в Ферганской области. В течение пяти лет CNODC инвестирует в проект 208 млн долл., и в том случае, если будут обнаружены углеводороды, китайская и узбекская компании создадут на паритетной основе совместное предприятие для эксплуатации месторождений17. В августе 2006 года CNPC в
14 См.: Туркменский газ пойдет на восток [http://www.turkmenistan.ru/?page_id=5&lang_id= ru&elem_id =event &sort=date_desc], 4 апреля 2006.
15 См.: Petroleum Intelligence Weekly, 9 May 2011, Vol. L, No. 18.
16 См.: China Firms Up More Natural Gas Supplies from Turkmenistan // International Oil Daily, 4 March 2011.
17 См.: Китайская CNODC учредила в Узбекистане дочернюю компанию [http://business.uzreport.com/ main.cgi?lan=r&pg=130], 26 декабря 2006.
составе международного консорциума, включающего также узбекский «Узбекнефтегаз», российскую «ЛУКойл», малазийскую «Petronas» и Южнокорейскую национальную нефтяную корпорацию подписала соглашение о разделе продукции по проведению поисковых и разведочных работ в узбекском секторе Аральского моря. По некоторым оценкам, потенциальные запасы в контрактной зоне могут составить 1 трлн куб. м18.
В июне 2010 года Китайская национальная нефтяная компания CNPC согласилась ежегодно закупать в Узбекистане до 10 млрд куб. м газа19. В апреле 2011 года Узбекистан подписал с КНР соглашение о строительстве третьей ветки магистрального газопровода Туркменистан — Китай. Газопровод пропускной способностью до 25 млрд куб. м в год будет введен в эксплуатацию к 2014 году. Финансировать проект стоимостью 2,2 млрд долл. будут Банк развития КНР и CNPC20.
С китайским рынком связывают перспективы своих газовых проектов в Узбекистане зарубежные компании-инвесторы. «ЛУКойл» планирует к 2015 году довести добычу природного газа на узбекских месторождениях зоны Кандым — Хаузак — Шады — Кун-град, запасы которых оцениваются в 100 млрд куб. м, до 18 млрд куб. м21. В перспективе экспорт газа в Китай будет осуществлять и малазийская «Petronas», имеющая в своем портфеле несколько небольших газовых проектов в Узбекистане22.
В экспортный газопровод Центральная Азия — Китай попадет и казахстанский газ. В феврале 2011 года Казахстан и КНР подписали соглашение о совместном освоении га-зоконденсатного месторождения Урихтау, потенциальные запасы свободного газа которого оцениваются в 40 млрд куб. м23. Разрабатывать месторождение на паритетной основе будут совместное предприятие «КазМунайГаз» и CNPC. Газ будет поставляться в южные регионы Казахстана, которые в настоящее время снабжаются узбекским газом, для чего в 2015 году CNPC запускает газопровод Бейнеу — Бозой — Шымкент24. В перспективе же казахстанский газ будет экспортироваться в Китай.
С учетом всей имеющейся на середину 2011 года информации мы полагаем, что к 2020 году центральноазиатский газовый экспорт в КНР составит 40—50 млрд куб. м, причем подавляющая его часть придется на Туркменистан (см. табл. 18). К 2030 году экспорт может вырасти до 55—75 млрд куб. м, причем туркменский газ сохранит свои доминирующие позиции.
Таблица 18
Прогноз экспорта центральноазиатского газа в КНР до 2030 года, млрд куб. м
2010 факт 2020 прогноз 2030 прогноз
Туркменистан 4 30—40 40—60
Казахстан — 3 5
Узбекистан — 5 10
Всего 4 38—48 55—75
И с т о ч н и к: Оценки авторов.
18 См.: Газ со дна Аральского моря [http://neftegaz.ru/lenta/show/58245/], 19 сентября 2005.
19 См.: Uzbeks Eye Reserve Boost // International Oil Daily, 18 May 2011.
20 См.: Uzbekistan, China Ink Pipe Deal // International Oil Daily, 26 April 2011.
21 Lukoil Outlines Ambitious Uzbekistan Plans // International Oil Daily, 20 May 2011.
22 См.: Petronas to Build Uzbek Plant // International Oil Daily, 25 May 2011.
23 См.: Бутырина E. «КазМунайГаз» и CNPC будут совместно разрабатывать месторождение Урихтау // Панорама (Алматы), 25 марта 2011, № 11.
24 См.: China Eyes Kazakh Gas Field // International Gas Report, Issue 668, Platts, 28 February 2011.
Европейское направление
газового экспорта из прикаспийских стран
Азербайджан на газовом рынке Европы
На конец 2011 года Азербайджан оказался единственным новым постсоветским экспортером газа, сумевшим наладить поставки на европейский рынок. Правда, в скромных объемах и только через Турцию.
Перейти в категорию газоэкспортеров Азербайджану позволила разработка месторождения Шах-Дениз. Участниками консорциума, учрежденного в июне 1996 года, являются «British Petroleum» (оператор проекта — 25,5%), «Statoil» (25,5%), Государственная нефтяная компания Азербайджана ГКНАР (10%), «ЛУКойл» (10%), иранская NICO (10%), французская «TotalFinaElf» (10%), и турецкая TPAO (9%). Первоначально запасы месторождения оценивались в 625 млрд куб. м газа и 100 млн т конденсата, но позднее Азербайджан заявил, что подтвержденные запасы Шах-Дениза достигают 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата25. Экспорт с Шах-Дениза осуществляется по газопроводу Баку (Азербайджан) — Тбилиси (Грузия) — Эрзерум (Турция) протяженностью 1 050 км. Пропускная способность газопровода составляет около 8 млрд куб. м в год.
В марте 2001 года Азербайджан и Турция подписали межправительственный договор, согласно которому в течение 15 лет Турция обязалась закупить у Азербайджана почти 90 млрд куб. м газа. Первоначальные контракты на закупку газа у международного консорциума заключили: Турция — 6,3 млрд куб. м газа в год, Азербайджан — 1,5 млрд и Грузия — 0,8 млрд куб. м. Позднее Азербайджан увеличил законтрактованные объемы газа на 3 млрд куб. м. В межправительственном договоре была зафиксирована цена на экспортный азербайджанский газ: 63 долл. за 1 тыс. куб. м для Грузии и 120 долл. для Турции26.
Азербайджан остается скромным экспортером газа. В 2010 года совокупный экспорт газа составил около 7 млрд куб. м, из которых 4,9 млрд куб. м прошло через газопровод Баку — Тбилиси — Эрзерум (см. табл. 19).
Таблица 19 Азербайджан: добыча и экспорт природного газа, млрд куб. м
2007 2008 2009 2010
Добыча 23,6 26,2
в т.ч. товарный газ 16,3 16,7
Экспорт всего, млрд куб. м 1,8 5,3 7,7 7,0
в т.ч. газопровод Баку — Тбилиси — Эрзерум 4,7 5,2 4,9
И с т о ч н и к: Бизнес-периодика Азербайджана.
Между Азербайджаном и Турцией существуют серьезные противоречия относительно цен экспортного газа. Азербайджан неоднократно предпринимал и продолжает пред-
25 См.: Гривач А. Удвоение «Шах-Дениза» // Время новостей, 28 сентября 2007.
26 См.: Тагиев Т. Экспортные дилеммы Азербайджана // Нефтегазовая вертикаль, 2009, № 3.
принимать попытки пересмотреть невыгодные для него ценовые условия контрактов купли-продажи, но вплоть до настоящего времени эти попытки оставались безуспешными, так как Турция и Грузия не соглашаются на ревизию контрактов27.
Западные транснациональные корпорации в сотрудничестве с правительством реализуют стратегию превращения Баку в нефте- и газотранзитный хаб для центральноази-атских углеводородов.
Перспективы газового экспорта из Туркменистана в Европу
В более отдаленной перспективе, при условии прихода европейских инвесторов, туркменский газ в возрастающих объемах может начать поступать и на европейские рынки. Европа давно рассматривает Туркменистан в качестве одного из основных поставщиков природного газа в планируемый панъевропейский газопровод «Набукко». Однако практического воплощения эти планы не получили. Со стороны Европы проекты до самого последнего времени блокировались отсутствием реальных покупателей газа, готовых взять на себя немалые инвестиционные и политические риски. Туркменистан же, пройдя суровую школу газовых конфликтов и войн 1990-х годов, четко придерживается простого принципа: туркменский газ продается на границе страны, а все риски по его доставке конечным потребителям несут заинтересованные внешние участники. Такой принцип фактически работает в газовых отношениях Туркменистана и России. На базе того же принципа развивается взаимодействие в газовом секторе с Китаем.
Весной 2008 года Туркменистан заявил, что начиная с 2009 года зарезервировал для экспорта на европейские рынки 10 млрд куб. м газа в год28. Препятствием здесь является позиция других каспийских стран, которые по экологическим соображениям выступают против строительства газопровода Туркменистан — Азербайджан по дну Каспийского моря.
В декабре 2010 американская компания IHS CERA по заказу Всемирного банка, Еврокомиссии и Европейского инвестиционного банка подготовила проект создания Каспийской корпорации развития (ККР). Эта корпорация представляет собой институциональный и коммерческий дизайн, специально создаваемый для закупок и обеспечения транспортировки значительных объемов природного газа из Туркменистана на европейские и, возможно, другие рынки29. Предполагается, что ККР подпишет с Туркменистаном долгосрочный 20-летний контракт на покупку газа и обеспечит его доставку на европейские рынки по магистральному газопроводу через Азербайджан. Закупки планируется начать с 2014 года и к 2017 году довести их до 10 млрд куб. м, к 2019 году — до 20 млрд, а с 2020 года — до 30 млрд куб. м30. При этом покупать туркменский газ ККР будет по средневзвешенной цене европейских рынков за вычетом издержек по его транспортировке (принцип netback) и инвестиционных расходов корпорации31.
Важным направлением деятельности ККР станет строительство газопровода, соединяющего Туркменистан и Азербайджан по дну Каспийского моря. Как уже отмечалось, его строительство тормозится некоторыми каспийскими государствами, поэтому
27 Подробно проблематика импорта азербайджанского газа в контексте интересов Турции рассматривается в: Winrow G.M. Problems and Prospects for the «Fourth Corridor»: The Position and Role of Turkey in Gas Transit to Europe. Oxford: Oxford Institute for Energy Studies, NG30, June 2009.
28 См.: Гривач А. По первому звонку // Время новостей, 21 апреля 2008.
29 См.: Caspian Development Corporation. Final Implementation Report. IHS CERA, December 2010.
30 См.: Ibid. P. 67.
31 См.: Ibid. P. 78.
в начале 2011 года энергетическая комиссия ЕС заявила, что проект газопровода Туркменистан — Азербайджан будет реализовываться под эгидой Евросоюза. Энергокомиссия не исключила, что ККР будет единственным инвестором и владельцем газопровода, что снимет политические и инвестиционные риски с Туркменистана и Азербайджана32.
Самым слабым звеном конструкции ККР остается вопрос о закупочной цене на туркменский газ. Позиции сторон по этому вопросу не до конца понятны. Учитывая высокую волатильность цены нефти, к которой привязана цена основной массы импортируемого Европой природного газа, Туркменистану выгодно добиться заключения долгосрочных экспортных контрактов по принципу «бери или плати», аналогично тому, как это делается в экспортных контрактах «Газпрома». Однако для Еврокомиссии контракт на базе принципа «бери или плати» означал бы отказ от стратегической линии на полную либерализацию европейского газового сектора.
Запуск газопровода Туркменистан — Узбекистан — Казахстан — КНР подтвердил привлекательность азиатского направления экспорта каспийских углеводородных ресурсов и повысил вероятность реализации других крупных газопроводных проектов.
Проект трубопровода Туркменистан — Афганистан — Пакистан — Индия
(ТАПИ)
Проект строительства газопровода Туркменистан — Афганистан — Пакистан обсуждается с начала 1990-х годов. Туркменистан согласен продавать газ на туркмено-афганской границе по цене не ниже, чем в Китай. В декабре 2010 года к проекту официально присоединилась Индия. Четыре страны подписали рамочное соглашение, согласно которому в течение 30 лет Туркменистан будет экспортировать 90 млн куб. м газа в день. В первые два года Афганистан будет забирать 5 млн куб. м в день, затем 14 млн куб. м, остальное в равной пропорции придется на Индию и Пакистан33.
Газопровод протяженностью 1 650 км и стоимостью 7,6 млрд долл. планируется проложить через территорию Афганистана и Пакистана к пункту Фазилка на пакистано-ин-дийской границе, его строительство намечено на 2012—2015 годы. Туркменистан добился того, что газ будет продаваться на границе с Афганистаном, а далее все риски возьмет на себя международный консорциум. При этом Туркменистан готов предложить трем странам-покупателям разную цену газа34. Афганистан окажется в особом выигрыше по уровню транзитного тарифа.
Как и прежде, вопросы вызывает возможность обеспечить безопасность газопровода на афганской территории. Правительство Афганистана заявило о готовности создать специальную службу по охране газопровода в количестве не менее 5—7 тыс. человек. Поддержку газопроводу в специальном обращении выразила возглавляемая влиятельным полевым командиром Гульбеддином Хекматьяром вооруженная группировка партии «Хизб-е-Ислами», действующая в провинции Герат на границе с Пакистаном. Под вопросом остается позиция относительно газопровода в провинциях Гелманд и Кандагар, которые неформально контролируются «Талибаном»35.
32 Cm.: EU Accepts Trans-Caspian Responsibilities // Petroleum & Intelligence Weekly, 28 March 2011, Vol. L, No. 12.
33 Cm.: India Signs Up for Turkmenistan Gas // International Gas Report, Platts, 20 December 2010, Issue 663—664.
34 Cm.: Big Afghan Backing Boosts TAPI Prospects // World Gas Intelligence, 22 December 2010, Vol. XXI, No. 51.
35 Cm.: Ibidem.
Проект имеет высокий приоритет для США, ищущих ресурсы для стабилизации ситуации и экономического развития Афганистана. К 2014 году официальная миссия США в Афганистане должна завершиться, однако проекты типа ТАПИ дают основу для продолжения присутствия в стране сил НАТО и США. К тому же США реализуют стратегию мягкого обволакивания Ирана экономическими санкциями, а потому блокируют продвижение проекта альтернативного ТАПИ газопровода Иран — Индия.
В принципе в случае его реализации ТАПИ способствовал бы укреплению экономических связей между Пакистаном и Индией и помог развитию диалога по другим вопросам двусторонних отношений этих стран. Однако не исключено, что, участвуя в ТАПИ, Индия решает тактическую задачу — оказывает на Иран косвенное давление с целью побудить последний поставить под международный контроль ядерно-ракетную программу. Индия поддерживает жесткую позицию США по Ирану во многом из-за того, что США смягчили свою позицию по ядерному статусу Индии, в результате чего для нее оказался открытым международный рынок урана. При этом Индия не отказалась от участия в проекте строительства газопровода Иран — Пакистан — Индия, который обходит территорию Афганистана36.
Косвенно проект ТАПИ поддержала и Россия, заявившая о возможном участии в нем «Газпрома»37. Приход туркменского газа в порт Гвадар (Пакистан) при параллельном строительстве в порту завода по сжижению природного газа в принципе не противоречит и интересам Китая.
Экономическую координацию ТАПИ осуществляет Азиатский банк развития. Для Туркменистана диверсификация экспортных рынков в условиях избыточного предложения газа на европейском рынке и трудностей в реализации экспортных контрактов в Россию очень привлекательна. Тем более что речь не идет о предпочтении азиатского направления европейскому. Запасы природного газа в Туркменистане настолько велики, что позволяют реализовывать крупные проекты на обоих направлениях.
Первоначально по ТАПИ планируется поставлять газ Давлетабадского месторождения. В декабре 2010 года Туркменистан подписал соглашения с компаниями CNPC, «Petrofac International» (ОАЭ) и LG (Южная Корея) по разработке гигантского газового месторождения Южный Йолотань с запасами от 4 до 21 трлн куб. м газа38, которое может стать сырьевой базой для газопровода.
3 а к л ю ч е н и е
Проведенный анализ позволяет утверждать, что в ближайшие два десятилетия ввод в глобальный экономический оборот энергетических ресурсов постсоветской Центральной Азии и Азербайджана будет осуществляться опережающими темпами:
— во-первых, страны региона, главным образом Казахстан, Туркменистан и Азербайджан, богато наделены запасами нефти, природного газа, угля и природного урана;
— во-вторых, Каспий является крупным и растущим производителем нефти и газа вне зоны ОПЕК, что повышает его значимость для обеспечения глобальной
36 Cm.: Vaijayanthi M.C. India Asserts Importance of TAPI // International Gas Report, Platts, 8 November 2010, Issue 660.
37 Cm.: Roberts J. Turkmenistan Favors EU over Russia // International Gas Report, Platts, 8 November 2010, Issue 660.
38 Cm.: CNPC, LG Win $9.7 Billion of Turkmen Gas Contracts [http://www.bloomberg.com/apps/news?pid= newsarchive&sid=a41E4ecIpaTY], 30 December 2009.
энергетической безопасности. Европа и КНР рассматривают поставки углеводородных ресурсов из Казахстана, Азербайджана и Туркменистана как важный элемент диверсификации импорта энергоисточников;
— в-третьих, энергетические ресурсы каспийских стран уже в значительной мере де-факто контролируются американскими, европейскими и китайскими корпорациями.
Очевидно, что практически все ключевые игроки, действующие в центральноазиат-ском и каспийском энергетическом секторе, заинтересованы в максимально быстром вовлечении местных ресурсов в глобальный оборот.
