СЕГОДНЯ НА САЙТЕ: Национальный олимпийский комитет Казахстана и Туркменистана подписали Меморандум о сотрудничеситве Сегодня, 10:14 Сегодня, 09:45Месторождение Узынада на юго-западе Туркменистана дало новый приток природного газа 15 Февраль 2020 г., 12:02Предприниматели Туркменистана приняли делегацию Санкт-Петербурга 15 Февраль 2020 г., 11:33Губернатор Санкт-Петербурга встретился с ленинградскими блокадницами Туркменистана 14 Февраль 2020 г., 15:20Туркменистан и Гренада установили дипломатические отношения 14 Февраль 2020 г., 12:37

Газовые мускулы Туркменистана – достойный аргумент для места в мировом рынке сбыта энергоресурсов.
05 Июнь 2013 г., 16:22

Принимая во внимание официальные прогнозы, в расчете на среднесрочную перспективу Туркменистан будет в состоянии кардинального расширить объемы добычи природного газа. Уже к середине текущего десятилетия производство природного газа в Туркменистане, как ожидается, продемонстрирует практически двукратный рост. В частности, если в 2012 году добыча природного газа составляла 68,6 млрд куб. м, а в 2013 году прогнозируется на уровне 76,9 млрд куб. м, то в рамках текущей «пятилетки» правительство страны планирует доведение ее объемов к 2016 году до 120,5 млрд куб. м, к 2030 году – до 230 млрд куб. м ежегодно.

Туркменистан при выстраивании официальных прогнозов основывается, прежде всего, на значительном приросте перспективных запасов природного газа, фиксируемого за последние несколько лет. К примеру, по оценкам Министерства нефтегазовой промышленности и минеральных ресурсов Т-на, общие запасы природного газа в конце прошлого года оценивались на уровне 50,8 трлн куб. м, в том числе 5,5 трлн – в туркменском секторе Каспийского моря без учета уже законтрактованных блоков.

Государство связывает ключевые ожидания, прежде всего, с началом промышленной эксплуатации блока Галкыныш (ранее – Южный Елотен-Осман). Напомню, что он считается вторым по величине газовым месторождением в мире, общие запасы, согласно аудиту GCA, ранжируются в диапазоне от 13,1 до 21,2 трлн куб. м. Именно разработка этого блока во многом и будет определять как динамику прироста производства, так и верхний «потолок» добычи природного газа в среднесрочной перспективе. По имеющейся информации, ввод в строй данного месторождения, для освоения которого активно привлекается китайский кредитный капитал (8 млрд долларов из общей стоимости проекта порядка 10 млрд долларов), запланирован на начало третьего квартала текущего года, с ежегодным производством товарного газа до 30 млрд куб. м.

Ввиду достаточно умеренного прироста внутреннего спроса на природный газ, при расширении объемов добычи Туркменистан получает возможности для резкого увеличения газоэкспортного потенциала. На этом фоне туркменское руководство продолжит придерживаться стратегии по диверсификации энергетического экспорта, в том числе в целях снижения зависимости от России.

В частности, в случае достоверности официальных прогнозов, к 2016 году экспорт природного газа может составить 80,7 млрд куб. м, к 2030 году – 180 млрд куб. м. Для сравнения, экспортные поставки по итогам прошлого года составили 40,3 млрд куб. м, в 2013 году – ожидаются на уровне 43,9 млрд куб. м, прежде всего в китайском направлении. Стоит напомнить, что основу газотранспортной инфраструктуры по-прежнему составляют газопроводы Средняя Азия — Центр (пропускная способность – около 50 млрд куб. м в год); Туркменистан — Иран (2 газопровода суммарной мощностью до 20 млрд куб. м в год); Туркменистан — Китай (30 млрд куб. м с последующим расширением до 65 млрд куб. м к 2016 году).

В качестве альтернативы экспорту по газопроводам Туркменистан планирует развивать внутреннюю переработку природного газа, включая расширение объемов производства сжиженного газа и его экспорта через Каспий. В дополнение к Багаджинскому и Наибскому газоперерабатывающим комплексам, планируется реализация ряда крупных газоперерабатывающих проектов, а также нескольких мини-заводов по производству сжиженного газа. В частности, на первом этапе речь идет о завершении строительства второго ГПЗ проектной мощностью 9 млрд куб природного газа на договорной территории Багтыярлык, оператором которой является китайская CNPC.

Вместе с тем, официальные прогнозы по добыче и экспорту природного газа в Туркменистане, в расчете как на среднесрочную, так и долгосрочную перспективы, вызывают существенные сомнения. Так, агентство BMI ожидает добычу природного газа к 2016 году до 95 млрд куб. м. В свою очередь, Международное энергетическое агентство прогнозирует добычу к 2035 году на уровне не более 138 млрд куб. м в год.

Ключевая причина – недостаточная «обоснованность» заявляемых туркменской стороной геологических запасов газового сырья и отсутствие достоверных сведений о его действительных коммерческих запасах, в том числе из независимых источников. Прежде всего, следует обратить особое внимание на значительную заявленную разницу «пороговых» показателей аудированных запасов месторождения Галкыныш, что напрямую влияет на долгосрочный производственный потенциал Туркменистана по природному газу.

Кроме того, к 2020-25 годам прогнозируется значительное истощение технологически извлекаемых запасов таких крупных разрабатываемых месторождений как Довлетабад, Яшлар, а также блока Багтыярлык в составе месторождений Самандепе и Алтын Асыр, которые на сегодня составляют основу газодобычи в стране. Недостаточные темпы восполнения коммерческих запасов, в том числе ввиду технологических ограничений (особенно на шельфовых проектах), в состоянии рассматриваться в качестве серьезно риска для дальнейшего развития газодобычи в стране.

Немаловажно, что перспективы развития газовой отрасли Туркменистана критически зависят от устойчивой конъюнктуры на глобальных сырьевых рынках, прежде всего от сохранения стоимости нефти и привязанного к ней в контрактах природного газа на достаточно высоком уровне (Brent – не менее 60-80 долларов за баррель). В данном контексте при сценарии резкого и долгосрочного падения стоимости нефтегазового сырья на мировом энергетическом рынке, целый ряд проектов, особенно шельфовых, могут позиционироваться в качестве коммерчески нерентабельных, даже несмотря на возможное расширение субсидий и льгот со стороны государства.

На этом фоне реализация капиталоемких апстрим-проектов, особенно на суше, по-прежнему проходит с ограниченным, выборочным привлечением иностранного капитала, при достаточно узкой заинтересованности западных инвесторов в «фондировании» газовой отрасли Туркменистана ввиду существующих рисков. Во многом позиция западных инвесторов обусловливается неготовностью Ашгабада предоставить им ведущие роли в имеющихся инвестиционных проектах – их участие сегодня ограничивается преимущественно подрядными и аутсорсинговыми функциями, за исключением отдельных второстепенных проектов на шельфе страны. Явными инвестиционными преференциями в последние годы пользуется только Китай. Однако это обусловливается вынужденными причинами – привилегии для китайских инвестиций напрямую связаны с получением масштабных китайских кредитов для реализации стратегически важных проектов в сфере разведки и добычи, а также транспортировки углеводородов.

Сохранение Туркменистаном приверженности к ограничению зарубежных инвестиций может поставить под вопрос имеющиеся у страны возможности реализации отдельных крупных проектов по разведке и добыче газа, прежде всего в туркменском секторе Каспийского моря. Однако, высока вероятность того, что именно в отношении шельфовых месторождений туркменское руководство может пойти на определенные послабления для иностранных инвесторов (сейчас на шельфе представлены такие зарубежные компании как Dragon Oil, Itera и другие). При этом перспективы освоения некоторых шельфовых месторождений лимитируются взаимными территориальными претензиями Туркменистана и Азербайджана, которые в случае своего потенциального обострения в состоянии привести к росту двусторонней напряженности на политическом уровне и регулярным «демонстрациям силы».

Нельзя не учитывать того, что запасы природного газа в основных новых месторождениях, в том числе Галкыныш, отличаются слабым качеством, прежде всего ввиду высокого содержания серы, а также сложными условиями залегания «коммерческих» пластов. Подобное обстоятельство, среди прочего, повлечет за собой критическое увеличение финансовых издержек, связанных с разработкой новых месторождений, значительно снизить рентабельность экспорта при сценарии ухудшения конъюнктуры на глобальном энергетическом рынке. Немаловажно, что значительная часть валового объема добычи придется на попутный газ при разработке нефтяных блоков, который в большинстве случаев не будет включаться в объемы производства товарного газа – причем, как ожидается, более 10 млрд куб. м ежегодно будет сжигаться в факелах, прежде всего в значительной части шельфовых проектов.

Начиная со второй половины текущего десятилетия, серьезное давление на экспортные возможности Туркменистана будут оказывать и технологические лимиты экспортной инфраструктуры, в том числе в китайском направлении, ограниченность спроса со стороны России, ряд других внешних факторов. Стоит напомнить, что именно внешние факторы, прежде всего сокращение объемов экспорта в Россию (из-за падения спроса на европейском рынке, куда АО «Газпром» реэкспортирует туркменский газ), привели к падению добычи газа в Туркменистане с 66,1 млрд куб. м в 2008 году до 45,5 млрд куб. м в 2010 году.

В условиях «сужения» спроса на российский газ в Европе и дальнейшего ухудшения ценовой конъюнктуры на европейском рынке, маловероятно, что в ближайшие 3-5 лет АО «Газпром» пойдет на значительное расширение закупок природного газа с текущего уровня 10,5 млрд куб. м (для сравнения, в 2008 году закупки составляли 42,3 млрд куб. м). Тем более, не стоит исключать сценария дальнейшего сокращения поставок на российском направлении, в том числе ввиду возможных политических трений на межгосударственном уровне. Несмотря на готовность Китая контрактовать дополнительные объемы ввиду расширения «емкости» своего рынка газа, ограничения поставок на китайском направлении будут обуславливаться пропускной способностью газопровода Туркменистан — Китай, в котором «доля» туркменских поставщиков, после начала узбекского экспорта в объеме до 10 млрд куб. м, не превысит 55 млрд куб. м в период с 2015 по 2020 годы. На сегодня отсутствует информация о возможном расширении этого газопровода сверх максимальной проектной мощности 65 млрд куб. м.

При этом спрос на природный газ из Туркменистана в ближайшие годы будет ограничиваться:

1) дальнейшим расширением объемов региональной торговли СПГ, во многом стимулируемой активным ростом спроса со стороны Китая;

2) увеличением экспортных поставок на региональный рынок иранского природного газа после расширения добычи на Южном Парсе и ряде других крупных месторождений Ирана.

К примеру, по данным National Iranian Gas Company, к марту 2016 года Иран прирастит мощности по добыче природного газа до 0,95 млрд куб. м в сутки (около 346 млрд куб. м в год), по сравнению с 0,7 млрд куб. м в сутки на начало 2013 года. По всей видимости, ввиду этого Иран может полностью отказаться от опции импорта природного газа из Туркменистана, учитывая, что эти поставки с ноября прошлого года осуществляются нерегулярно в связи с усилением международных санкций против Тегерана. Кроме того, Иран с начала 2013 года прекратил транзит сжиженного нефтяного газа из Туркменистана для стимулирования увеличения экспорта сжиженного газа своего производства.

На подобном фоне по-прежнему под вопросом находится реализация лоббируемого США газопроводного проекта Туркменистан — Афганистан — Пакистан — Индия (ТАПИ) проектной мощностью до 33 млрд куб. м, также как и Транскаспийского газопровода, через который планируется осуществлять поставки природного газа из Туркменистана в Южный газовый коридор. Геополитические, финансовые и иные риски, свойственные этим проектам, в состоянии ограничить Туркменистан в доступной газоэкспортной инфраструктуре, что напрямую отразится и на возможностях резкого прироста добычи природного газа.

В итоге можно констатировать, что газовый комплекс Туркменистана обладает значительным потенциалом для дальнейшего роста. Однако он продолжит сталкиваться с системными проблемами, которые в случае своей консервации не только будут способны внести значительные коррективы в долгосрочные тенденции развития туркменского ТЭК, но и критически повлиять на уровень энергетического сотрудничества Туркменистана с ключевыми зарубежными партнерами.