1 февраля 2015 Однако
От редакции. Проект по доставке азербайджанского газа в Европу — политический и призван ослабить зависимость ЕС от российского газа. Поэтому его реализация («Стадия-2» разработки месторождения Шах-Дениз) всё же началась, хотя экономика мероприятия находится на пределе рентабельности.
Напомним, что в 2006 году была запущена «Стадия-1» по разработке месторождения Шах-Дениз, газ в рамках этого проекта экспортируется в Грузию и Турцию. После начала добычи «Стадии-2» газ пойдёт в Турцию (дополнительные 6 млрд куб. м в год), а также в Европу (10 млрд).
Из-за высокой себестоимости добычи и транспортировки, газ сможет продаваться в Европе только по высоким ценам. С другой стороны, и природная рента Азербайджана окажется невелика. За прошедший с начала разработки Шах-Дениз период Азербайджан получил очень скромные доходы в виде ренты. Более того, будущие доходы, по всей вероятности, ему придётся инвестировать в новый проект по разработке Шах-Дениз («Стадия-2»). В свою очередь, прибыльность «Стадии-2» оставляет желать лучшего, это приведёт к тому, что и здесь страна получит минимальные отчисления.
Подробное обсуждение этих коллизий, а также анализ стоимостных показателей проекта разработки газоконденсатного месторождения Шах-Дениз предлагаем ниже.
Маленькая сенсация перед большим соглашением
17 декабря 2013 года в Баку в торжественной обстановке подписано соглашение по проекту «Стадия-2» между государственной нефтегазовой компанией Азербайджана SOCAR и Консорциумом, осуществляющим разработку газоконденсатного месторождения Шах-Дениз. В ходе его реализации в Западную Турцию и Южную Европу будет ежегодно поставляться 16 млрд куб. м азербайджанского газа. Проект как проект. Но у него есть одна особенность. Для обеспечения поставок указанного объема газа планируются инвестиции (капитальные вложения) в объеме $45 млрд. Бросается в глаза относительно небольшой объем газа и гигантская сумма вложений для обеспечения его поставок.
По оценкам Caspian Barrel, с 2007 года до 1 октября 2013 года прибыль Азербайджана от добычи газа на месторождении Шах-Дениз по проекту «Стадия-1» составила $1497 млн. А за 9 месяцев 2013 года – $290 млн. Суммы, по сравнению с теми же нефтяными доходами – совсем невелики. Теоретически, в дальнейшем отчисления в пользу государства могли бы расти (что связано с постепенной окупаемостью инвестиций Консорциума).
Но вот 11 декабря 2013 года, фактически накануне подписания соглашения по «Стадии-2», на Caspian Barrel было опубликовано сенсационное заявление заместителя министра финансов Азербайджана Азера Байрамова с броским заголовком «Газовая правда Азербайджана: она оказалась «горькая»». Азер Байрамов сообщил: «Азербайджан не получит экономических преференций от газового контракта вплоть до 2017-2018 гг.». На основании озвученных данных, можно предположить, что достигнуто соглашение, в соответствии с которым прибыль, причитающаяся Азербайджану в проекте «Стадия-1», будет инвестирована в проект «Стадия-2». После начала добычи газа по этому проекту Азербайджан начнет получать прибыль. Но основные доходы он получит после того, как вложения Консорциума окупятся поставками газа. Когда это произойдет? На этот вопрос можно ответить, выполнив независимую оценку стоимостных показателей проекта «Стадия-2».
Немного теории: характеристики месторождения
Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота – около двух километров. На структуре закартировано несколько грязевых вулканов. Глубина моря в пределах месторождения от 50 до 650 м.
Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва» (балаханы, фасила, средний плиоцен). В пластах-коллекторах аномально высокое давление. Пластовый флюид – относительно сухой газоконденсат с давлением конденсации близким к начальному пластовому (Т.А. Апаркина, 2012 г.). Жидкая фаза представляет собой парафинированный конденсат. Вопрос о давлении конденсации является важным для прогнозирования параметров разработки месторождения Шах-Дениз. Поэтому приведем еще одну ключевую информацию: «Подавляющее большинство газоконденсатных залежей на западном борту Южно-Каспийской впадины предельно насыщены жидкими УВ (углеводородами – А.Т.) при пластовом давлении, равном давлению начала конденсации» (А.И. Алиев, 2008 г.).
С геологических позиций месторождение Шах-Дениз находится в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне. Площадь продуктивных отложений около 860 кв. км. Глубина их залегания – 4500-6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата.
Результаты СРП: Азербайджану доставалось 6%
Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз заключен в 1996 году. Партнерами (Консорциум) являются британская BP (оператор, 28,8%), SOCAR (16,7%), норвежская Statoil (15,5%), иранская NICO (10,0%), французская Total (10,0%), российская LUKoil (10,0%), турецкая TPAO (9,0%). Консорциум владеет и Южно-Кавказским газопроводом.
17 декабря 2013 года контракт по разработке месторождения продлен до 2048 года. В этот же день Statoil огласила стоимость продажи 10% своей доли в Консорциуме – $1,45 млрд. Купили ее SOCAR (6,7%) и BP (3,7%). Доли участников Консорциума, приведенные выше, учитывают эту сделку. По цене, за которую проданы 10% доли в Консорциуме, можно оценить общую стоимость его активов – $14,5 млрд.
Соглашение о разработке месторождения Шах-Дениз заключено по схеме СРП, то есть на основе Соглашения о разделе продукции. В первые годы основная часть добываемого газа будет принадлежать Консорциуму, включая SOCAR. Доля Азербайджана (природная рента) будет возрастать по мере компенсации Консорциумом своих капитальных затрат. Но, судя по заявлению Азера Байрамова, Азербайджан отказался от нее на период капитальных вложений в «Стадию-2». По приведенным цифрам прибыли Азербайджана можно вычислить процент продукции (газа и конденсата), отчисляемый Консорциумом в качестве природной ренты. В 2013 году отчислено примерно 6%. Эта же величина отчислений была и в 2007-2012 годах.
«Стадия-1»: проблемы уже появились
По проекту «Стадия-1» построена морская платформа (глубина моря 105 м), рассчитанная на бурение 15 наклонно-направленных скважин. С нее планируется добыть 178 млрд куб. м газа и 34 млн т конденсата. Добыча началась в 2006 году. На конец 2012 года эксплуатировалось 4 скважины. На конец 2013 года – 5. На 1 октября 2013 года добыто 46 млрд куб. м газа. Из них 25 млрд экспортировано в Турцию, 3,4 млрд – в Грузию. Остальной объем газа закуплен Азербайджаном.
По конденсату у нас имеются данные только до 1 июля 2013 года: добыто 42,7 млрд куб. м газа и 11,3 млн т конденсата. Исходя из этого, содержание конденсата в газе -265 г на 1 куб. м. В январе-сентябре 2013 года добыто 7,3 млрд куб. м газа и 1,85 млн т конденсата: то есть содержание конденсата составило 253 г на 1 куб. м газа. Декларированное содержание конденсата (извлекаемые запасы) в газе месторождения Шах-Дениз – 200 г на 1 куб. м. Его проектное содержание в газе «Стадии-1» – 191 г на 1 куб. м.
В ноябре 2013 года вице-президент компании ВР по проекту «Шах-Дениз» Алистер Кук поделился планами увеличения объемов добычи газа на «Стадии-1»: «Мы уже начали работы в этом направлении, и сегодняшние результаты показывают, что существующая инфраструктура позволяет добывать 9,8 млрд кубометров газа в год в рамках первой стадии «Шахдениз». До конца 2014 года мы планируем довести данную добычу до 10,4 млрд, как и было заявлено». Это непонятно. По планам максимальная добыча газа на «Стадии-1» должна составлять 8,4 млрд куб. м. Почему потребовалось ее наращивание «сверх плана» на 1,4 млрд куб. м в 2013 году и на 2,0 млрд куб. м в 2014 году? Представляется, что ответ на этот вопрос можно получить по результатам изучения состояния разработки морских нефтяных месторождений Азери-Чираг-Гюнешли. Вместе с нефтью на них добывается и растворенный в ней газ.
Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9 млрд куб. м, 2011 – 6,67 млрд куб. м, 2012 – 7,73 млрд куб. м. «Провальным» было первое полугодие 2011 года «Однако в первом полугодии 2011 года добыча газа на месторождении снизилась с 29 миллионов до 17 миллионов кубометров в сутки. В BP считают, что с бурением новых скважин в течение нескольких лет добыча по первой стадии разработки месторождения будет повышена до 9 миллиарда кубометров газа в год и 50 тысяч баррелей конденсата в день». Из приведенных цифр можно сделать два заключения: падение суммарного дебита эксплуатационных скважин за год составило 40% и явилось полной неожиданностью для Консорциума. Ситуация несколько выправилась с вводом в эксплуатацию в первой половине 2011 года новой скважины SDA-06.
В сентябре 2012 года начато бурение очередной скважины SDA-03y. Она сдана в эксплуатацию в конце 2013 года. С апреля 2012 года ведутся технические работы в скважине SDA02, выведенной из эксплуатации. Она будет введена в эксплуатацию в начале 2014 года. Ожидается, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 году до 10,4 млрд куб. м. Но без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 года.
Представления о процессе управления разработкой дает информация, приведенная в отчете LUKoil («ЛУКОЙЛ Оверсиз») за 2009 год. «В 2009 году в эксплуатации находились 4 скважины. … Введена в эксплуатацию новая скважина SDA-05 c дебитом 1,450 тыс. тонн/сут конденсата и 6,2 млн м³/сут природного газа. … Проведены геолого-технические мероприятий (обработка призабойных зон и дострел) на скважине SDA-02 и скважине SDA-05 под давлением. Ликвидирована скважина SDA-03 из-за угрозы целостности конструкции скважины». Содержание конденсата в газе скважины SDA-05 – 234 г на 1 куб. м газа. Ключевое слово в цитате – «дострел». Это ввод в эксплуатацию новых продуктивных пластов путем перфорации (прострела) эксплуатационной колонны. Как мы понимаем, «обработка призабойных зон» – это консервация ранее эксплуатируемых пластов. Это означает, что притоки газа из пластов, которые эксплуатировались до «дострела» снизились ниже некой критической величины. В процесс разработки потребовалось вводить новые пласты. То есть, на самом первом этапе эксплуатации месторождения Шах-Дениз Консорциум столкнулся с падением притоков из эксплуатируемых пластов.
И вот на таком неблагоприятном фоне Консорциум принял решение о запуске «Стадии-2» по разработке месторождения.
«Стадия-2»: долгожданный экспорт в Европу
По проекту «Стадия-2» предусматривается строительство 2 морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. Стоимость проекта оценивается в $28 млрд. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20%. Эта сумма включает обустройство промысла и расширение инфраструктуры Южно-Кавказского газопровода. Начало добычи газа – конец 2018 года. В конце 2019 года планируется добыча и экспорт газа в полном объеме – 16 млрд куб. м. Весь газ пойдет на экспорт. В том числе, 6 млрд куб. м – в западные регионы Турции, 1 млрд куб. м – в Грецию, 1 млрд куб. м – в Болгарию и 8 млрд куб. м – в Италию.
В СМИ фигурирует сообщение о том, что проект «Стадия-2» выйдет на плановую добычу в 2019 году. Это не совсем так. Оператор проекта ВР опубликовал 17 декабря 2013 года его основные характеристики, где четко написано: «First gas is targeted for late 2018, with sales to Georgia and Turkey; first deliveries to Europe will follow approximately a year later». То есть, первым годом поставок газа в полном объеме является 2020 год. Проект «Стадия-2» рассчитан на 25 лет с момента начала поставок газа в Европу. То есть до 2044 года.
Проект «Стадия-2» включает и строительство двух газопроводов Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР). TANAP планируется построить на территории Турции. Его протяженность 1790 км, стоимость $12 млрд. Партнерами по строительству являются SOCAR (оператор, 68%), BOTAS (20%) и BP (12%). BOTAS – турецкий государственный трубопроводный оператор. Как стало известно в декабре, SOCAR готов уступить 10% в своей доле BOTAS, но сделка пока не завершена.
ТАР будет построен на территории Греции и Албании, далее через Адриатическое море до Италии. Его протяженность 870 км, стоимость $3 млрд. Партнерами являются SOCAR (20%), BP (20%), Statoil (20%), бельгийская Fluxys (16%), Total (10%), немецкая E.ON (9%) и швейцарская Axpo (5%).
Предусмотрено и расширение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Схема транспортировки газа с Шах-Дениз представлена на рисунке.
Итак, общая стоимость проекта «Стадия-2» составляет $45 млрд. Из них $2 млрд планируется вложить в увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Его длина на территории Азербайджана — 435 км, Грузии — 248 км. Алистер Кук в январе 2013 года назвал цифру проектной стоимость расширения трубопровода — $4,1 млрд, в том числе $2,5 млрд на территории Азербайджана и $1,6 млрд — на территории Грузии. И здесь предусмотрена возможность увеличения сметы на 20%.
Для аккуратности оценок стоимостных показателей проекта «Стадия-2» нам необходимо вычленить капитальные затраты на обустройство промысла. Они составят $26 млрд. $4 млрд. (округленно) будет затрачено на увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода и $15 млрд. — на строительство TANAP и ТАР. Капитальные вложения консорциума в Южно-Кавказский газопровод, скорее всего, будут компенсированы тарифом на транспортировку по нему газа «Стадии-2».
Данные для расчёта
Никаких данных по динамике (то есть, распределения по времени подготовки проекта) капитальных затрат проекта «Стадия-2» в свободном доступе не имеется. Только известно, что на конец 2013 года в него уже вложено около $3000 млн. Остальные инвестиции будут сделаны в течение 2014-2019 годов. Уже сделанные вложения отнесем к 2013 году по статье «обустройство промысла». Остальные распределим равномерно по 2014-2019 годам. В год — $3833 млн. Примем, что основные затраты по строительству TANAP и ТАР будут сделаны в 2017-2019 годах — по $5000 млн в год.
Операционные расходы на промысле. Ожидается, что операционные расходы «Стадии-1» в 2013 году составят $222 млн Это одна платформа и инфраструктура, позволяющая добывать 9,8 млрд куб. м газа в год. В «Стадии-2» будет две платформы и инфраструктура, позволяющая добывать 16 млрд куб. м газа в год. Наверняка она будет иметь резервные возможности. Эти две платформы расположена на участке моря с относительно большими глубинами и дальше от берега, чем платформа «Стадии-1». Исходя из этого, пример операционные расходы «Стадии-2» в два раза выше, чем «Стадии-1» — $444 млн в год.
Расходы на транспортировку газа. Тарифы на транспортировку газа по газопроводам, как правило, не являются рыночными. Например, в тариф транспортировки газа по Южно-Кавказскому газопроводу по территории Грузии «вшита» низкая цена ($230 за 1000 куб. м) определенного объема продаваемого ей азербайджанского газа. Рыночным является тариф транзита российского газа через Украину. ОАО «Газпром» платит $3,1 за тысячу куб. м на 100 км. Это же тариф примем и для Южно-Кавказского газопровода. По нему газ «Стадии-2» будет транспортироваться до границы Турции (683 км). Для газопроводов TANAP и ТАР известны только капитальные затраты — $12 и $3 млрд. соответственно. Операционные расходы на транспортировку газа примем равными 50% от украинского тарифа — $1,5 за тысячу куб. м газа на 100 км. Всего по газопроводам будет транспортироваться 16 млрд куб. м газа, в том числе 6 млрд куб. м — до границы Турции, 2 млрд куб. м газа — до границы Греции, 8 млрд куб. м — до границы Италии.
Цена реализации газа. В рамках планирования «Стадии-2» подписаны контракты на поставки газа с 9 европейскими компаниями сроком на 25 лет и общей стоимостью в $100 млрд. При известных объемах годовых поставок газа — 10 млрд куб. м, получаем цену в $400 за тысячу куб. м. Эта цифра близка к средней цене российского газа, поставляемого в ЕС.
Газ «Стадии-1» поставляется в Турцию по цене $350 за 1000 куб. м. Эту же цену примем при оценке стоимостных показателей «Стадии-2».
Конденсат. Хотя про «Шах-Дениз» в первую очередь говорят в контексте поставок газа, добыча и последующий экспорт конденсата, оказывает и будет оказывать существенную поддержку экономике проекта. Поэтому этой составляющей нужно также уделить внимание. Цифры планируемых объемов добычи конденсата в явном виде не приводятся. Но они легко вычисляются по информации в данном официальном материале. При планировании «Стадии-2» принято такое же содержание конденсата, как и при планировании «Стадии-1» — 191 г на 1 куб. м.
Почему при планировании «Стадии-2» принято содержание конденсата в газе, отличающееся от его реальных значений в «Стадии-1»? Возможно, содержание конденсата в залежах месторождения Шах-Дениз неравномерное и при планировании «Стадии-2» приято реальное значение этого параметра, полученное по результатам оценочного бурения. Возможно, при планировании применена «маленькая хитрость» — занижено реальное содержание конденсата для того, чтобы исказить стоимостные показатели проекта. Возможно, учтено то, что при падении давления в разрабатываемых пластах в них будет выпадать часть конденсата и его содержание в газе снизится. Это разумно. Но тогда нужно прогнозировать и снижение дебитов эксплуатационных скважин. Это приведет к тому, что имеющийся их фонд не обеспечит поддержание проектной добычи газа 16 млрд куб. м. Придется бурить новые скважины. А это дополнительные капитальные затраты. Так или иначе, вопрос с содержанием конденсата в газе, добываемом на месторождении Шах-Дениз нуждается в специальном рассмотрении.
Основной объем газового конденсата, добытого на месторождениях Азербайджана, идет на экспорт в смеси с нефтью Азери Лайт. Примем цену нефти $110 за баррель. При учете плотности нефти и конденсата, цена последнего будет равна $875 за тонну.
Способ расчета денежных потоков. Мы применили самый простой способ расчета денежных потов — расчет дисконтированных капитальных затрат и дисконтированной суммы прибыли от продажи газа и конденсата. Дисконтирование осуществлено с коэффициентом 6% в год. Это минимальный коэффициент из применяемых для оценки эффективности разработки месторождений нефти и газа.
Этот способ оценки стоимостных показателей проектов понять легко. Кто-то решит построить завод и производить на нем некую продукцию. Для этого нужно взять кредит в банке А под 6% годовых. Причем, проценты начисляются не только на сумму кредита, но и на проценты за предыдущие годы пользования им. На этот кредит строится завод (капитальные вложения). Из денег, вырученных от реализации произведенной на нем продукции, вычитаются затраты на ее изготовления (все операционные расходы). Оставшаяся прибыль помещается в банк Б под тот же процент. По истечении некоторого времени счет в банке Б сравняется со счетом в банке А. Это и есть момент, когда все капитальные затраты окупились, а «некоторое время» — это время их окупаемости.
Поставки газа в Италию — на грани разумного
Объем поставок газа в Италию — 8 млрд. куб. м, что составляет 50% от проектной добычи «Стадии-2». То есть, к этому газу относятся 50% затрат на обустройство промысла. Поставки газа в Италию должны окупить 100% стоимости ТАР и 80% — TANAP, что составляет $12600 млн. капитальных вложений в газопроводы. Это по смете. При расчетах мы учли и ее возможное превышение на 20%.
Стоимость транспортировки газа в Италию по Южно-Кавказскому газопроводу составит $169 млн в год. Операционные расходы при транспортировке газа по TANAP и ТАР (общая длина 2660 км) составят $341 в год. Операционные расходы добычи газа — 50% от их общей суммы по проекту «Стадии-2», то есть, $222 млн в год. Итого расходы составят $732 млн в год.
Выручка от продажи газа — $3200 млн. в год, конденсата (1528 тыс. т) — $1337 млн. Всего — $4537 млн. Отметим, что выручка от продажи конденсата составляет 39,5% от общей выручки. Прибыль (как разница между выручкой и операционными расходами, без учета амортизации капитальных затрат) — $3805 млн в год. Важно отметить, что при расчете прибыли мы не учли ежегодные отчисления на природную ренту и возможные таможенные сборы в пользу Азербайджана.
Операционные расходы составляют 16,1% от цены продукции. Если мы попытаемся «экономить» на операционных расходах и, например, сократим их на 30%, то это приведет к увеличению прибыли всего на 5,8%. То есть, проект «Стадии-2» малочувствителен к величине операционных расходов.
Результаты расчета денежных потоков приведены на рисунке:
Основные показатели экспорта газа проекта «Стадия-2» в Италию:
1. Планируется ежегодная поставка газа в объеме 8 млрд куб. м сроком на 25 лет. Всего будет поставлено 200 млрд куб. м.
2. Капитальные затраты проекта «Стадия-2», отнесенные к поставкам газа в Италию, составят $27,6 млрд. В том числе 13,0 млрд — на обустройство промысла, $2,0 млрд — на расширение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода, $9,6 млрд — на строительство TANAP и $3,0 млрд — на строительство ТАР.
3. Капитальные недисконтированные затраты на 1000 куб. м. газа, поступившего в Италию, по смете составят $138 или $166 при ее превышении на 20%. Операционные расходы — $92.
4. Обустройство промысла и строительство газопроводов займет 6 лет (период 2014-2019 годов). Поставки в полном объеме начнутся в 2020 году. При ценах $400 за 1000 куб. м газа и $110 за баррель нефти Азери Лайт, а также коэффициенте дисконтирования 6%, капитальные затраты будут окуплены в 2029-2033 годах. Срок окупаемости с начала реализации проекта составит 16-20 лет. С начала поставок газа — 10-14 лет.
При учете только экономических позиций и игнорировании геологических, технологических, экономических, политический, террористических и экологических рисков, поставку газа в Италию по проекту «Стадия-2» можно оценить как «на грани разумного».
Стоимостные показатели поставок газа в Грецию и Болгарию — по 1 млрд куб. м, рассчитаны таким же образом, как и для его поставок в Италию. При этом, учтено, что капитальные затраты на строительство ТАР к ним не относится. Капитальные затраты будут окуплены в 2028-2030 годах. Более детально этот вопрос рассматривать не будем.
Объем поставок газа в Турцию — 6 млрд куб. м. К ним относится $9750 млн затрат на обустройство промысла. Стоимость транспортировки газа по Южно-Кавказскому газопроводу составит $127 млн в год. Операционные расходы добычи газа — $167 млн. в год. Выручка от продажи газа — $2100 млн., конденсата — $1003 млн. в год. Всего — $3102 млн. Прибыль — $2808 млн. в год.
Капитальные затраты будут окуплены в 2024-2025 годах, то есть, через 11-12 лет после начала вложений в «Стадию-2» и через 5-6 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект «Стадия-2» в части поставок газа в Турцию является высокоэффективным.
Стоимостные показатели проекта «Стадия-2» рассчитаны простым суммированием дисконтированных денежных потоков его составляющих. Общие капитальные затраты будут окуплены в 2027-2029 годах. Через 14-16 лет после начала вложений и 8-10 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Остальные стоимостные показатели проекта приведены выше.
При таких относительно больших (для проектов разработки месторождений нефти и газа) сроках окупаемости капитальных вложений оценить эффективность проекта «Стадия-2» без соответствующего глубокого геолого-экономического анализа не представляется возможным. Но это формально. Реально же достоверность оценок эффективности проекта прямо и непосредственно зависит от достоверности прогноза рисков в период после 2027-2029 годов. Но как раз эти прогнозы не надежны. Попросту говоря, достоверно оценить эффективность проекта «Стадия-2» не представляется возможным.
Проект «Стадия-2» является симбиозом двух подпроектов: поставка газа в Западную Турцию и Южную Европу. Первый однозначно является высокоэффективным, второй — «на грани разумного». Высокая и «быстрая» прибыль, получаемая в рамках поставок газа в Турцию, будет покрывать огромные издержки поставок газа в Европу.
Колесо Сансары
До 2014 года в проект «Стадия-2» вложено 3000 млн. Доля SOCAR — $300 млн. (при учете того, что до 1 января 2014 года ее доля в Консорциуме равнялась 10%). С 1 января 2014 года доля SOCAR в Консорциуме — 16,7%. Капитальные вложения SOCAR в обустройство промысла «Стадии-2» составят $3841 млн. Очевидно эта же доля определит и объем вложений в расширение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода — $668 млн. Доля SOCAR в TANAP 68%, вложения $8160 млн. В ТАР — 20%, вложения 600 млн. Итого вложения SOCAR в проект «Стадия-2» составят $13569 млн. Из них, $13269 млн. требуется вложить в 2014-2019 годах. В целом доля вложений SOCAR в проект «Стадия-2» составит 30,2% от общих капитальных затрат. В конце 2013 года SOCAR увеличила свое участие в Консорциуме на 6,7% за $972 млн. Эти деньги предстоит выплатить в 2014 году. Итого вложения SOCAR в развитие Проекта «Шах-Дениз» составят $14541 млн.
В проекте «Стадия-2» по «умолчанию» принимается, что планка добычи газа с двух платформ в объеме 16 млрд. куб. м будет удерживаться в течение 25 лет. Это представляется нереальным. Особо отметим, что здесь речь не идет о планке добычи газа на всем месторождении Шах-Дениз. С морских платформ возможна разработка только отдельных его участков. Как, например видно на это схеме, планировалось, что длительность планки добычи газа составит 12,5 лет, а затем произойдет ее резкий спад. Этот важнейший показатель можно оценить и по планам добычи газа на «Стадии-1» — 178 млрд куб. м. Примем, что 70% этого газа будет добыта на планке, которая с этого года будет равняться 9,5 млрд. куб. м. Длительность ее удержания составит 13 лет.
С начала разработки до окончания 2013 года добыто оценочно 47,6 млрд м газа. По проекту «Стадия-1» остается добыть 130,4 млрд. м, в том числе 53,4 млрд. м (30% от общего объема добычи) на этапе падающей добычи. С 2014 года добычу планируется довести до 10,4 млрд. Длительность планки составит 7,5 лет. То есть, добыча на планке продержится до 2020 года включительно. Именно в это время и начнется добыча газа по проекту «Стадия-2». Поступающий в Турцию газ «Стадии-1» будет «заменен» на газ «Стадии-2». Поставки газа в Турцию и Европу будут удерживаться на планке его добычи до 2031 года. То есть, примерно до момента окупаемости капитальных затрат проекта. Никакого «прибыльного» газа для Азербайджана в нем не просматривается.
А как будут выполняться контрактные обязательства «Стадии-2» по поставкам газа в период 2032-2044 годов (за пределами планки добычи)? Очень просто. Сразу же после выхода «Стадии-2» на проектные показатели будет поставлен вопрос о необходимости реализации «Стадии-3». С нее и будут осуществляться поставки газа в Турцию и Европу после 2031 года. А потом встанет вопрос о необходимости реализации «Стадии-4». В этих делах есть одна важная тонкость. Коммерческим оператором проекта «Шах-Дениз» является SOCAR. Именно он подписал контракты на поставки газа с турецкой BOTAS и европейскими компаниями.
Для участников Консорциума все ясно и понятно. Они будут вкладывать деньги в проекты «Стадия-1», «Стадия-2», «Стадия-3», …. На их начальных этапах за счет продажи газа и конденсата эти вложения будут компенсироваться. Будет формироваться и прибыль. Единственный недостаток такой организации разработки месторождения Шах-Дениз — участники Консорциума не получат сверхприбыль.
Для Азербайджана тоже все ясно и понятно. За счет природной ренты, формируемой на «Стадии-1», будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-2». За счет ренты «Стадии-2» будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-3» … Азербайджан же взял на себя основную часть вложений в газопровод TANAP и существенную в ТАР. То есть, азербайджанский газ будет поставляться в Европу за счет Азербайджана, за счет его природной ренты. На нем и ответственность за все возможные риски выполнения контрактных обязательств.
Так когда Азербайджан начнет получать прибыль (рентные платежи) с проектов разработки месторождения Шах-Дениз? Похоже, что никогда. В лучшем случае, в отдельные периоды будет «капать» по двести-четыреста миллионов долларов в год.
http://www.odnako.org/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
Напомним, что в 2006 году была запущена «Стадия-1» по разработке месторождения Шах-Дениз, газ в рамках этого проекта экспортируется в Грузию и Турцию. После начала добычи «Стадии-2» газ пойдёт в Турцию (дополнительные 6 млрд куб. м в год), а также в Европу (10 млрд).
Из-за высокой себестоимости добычи и транспортировки, газ сможет продаваться в Европе только по высоким ценам. С другой стороны, и природная рента Азербайджана окажется невелика. За прошедший с начала разработки Шах-Дениз период Азербайджан получил очень скромные доходы в виде ренты. Более того, будущие доходы, по всей вероятности, ему придётся инвестировать в новый проект по разработке Шах-Дениз («Стадия-2»). В свою очередь, прибыльность «Стадии-2» оставляет желать лучшего, это приведёт к тому, что и здесь страна получит минимальные отчисления.
Подробное обсуждение этих коллизий, а также анализ стоимостных показателей проекта разработки газоконденсатного месторождения Шах-Дениз предлагаем ниже.
Маленькая сенсация перед большим соглашением
17 декабря 2013 года в Баку в торжественной обстановке подписано соглашение по проекту «Стадия-2» между государственной нефтегазовой компанией Азербайджана SOCAR и Консорциумом, осуществляющим разработку газоконденсатного месторождения Шах-Дениз. В ходе его реализации в Западную Турцию и Южную Европу будет ежегодно поставляться 16 млрд куб. м азербайджанского газа. Проект как проект. Но у него есть одна особенность. Для обеспечения поставок указанного объема газа планируются инвестиции (капитальные вложения) в объеме $45 млрд. Бросается в глаза относительно небольшой объем газа и гигантская сумма вложений для обеспечения его поставок.
По оценкам Caspian Barrel, с 2007 года до 1 октября 2013 года прибыль Азербайджана от добычи газа на месторождении Шах-Дениз по проекту «Стадия-1» составила $1497 млн. А за 9 месяцев 2013 года – $290 млн. Суммы, по сравнению с теми же нефтяными доходами – совсем невелики. Теоретически, в дальнейшем отчисления в пользу государства могли бы расти (что связано с постепенной окупаемостью инвестиций Консорциума).
Но вот 11 декабря 2013 года, фактически накануне подписания соглашения по «Стадии-2», на Caspian Barrel было опубликовано сенсационное заявление заместителя министра финансов Азербайджана Азера Байрамова с броским заголовком «Газовая правда Азербайджана: она оказалась «горькая»». Азер Байрамов сообщил: «Азербайджан не получит экономических преференций от газового контракта вплоть до 2017-2018 гг.». На основании озвученных данных, можно предположить, что достигнуто соглашение, в соответствии с которым прибыль, причитающаяся Азербайджану в проекте «Стадия-1», будет инвестирована в проект «Стадия-2». После начала добычи газа по этому проекту Азербайджан начнет получать прибыль. Но основные доходы он получит после того, как вложения Консорциума окупятся поставками газа. Когда это произойдет? На этот вопрос можно ответить, выполнив независимую оценку стоимостных показателей проекта «Стадия-2».
Немного теории: характеристики месторождения
Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота – около двух километров. На структуре закартировано несколько грязевых вулканов. Глубина моря в пределах месторождения от 50 до 650 м.
Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва» (балаханы, фасила, средний плиоцен). В пластах-коллекторах аномально высокое давление. Пластовый флюид – относительно сухой газоконденсат с давлением конденсации близким к начальному пластовому (Т.А. Апаркина, 2012 г.). Жидкая фаза представляет собой парафинированный конденсат. Вопрос о давлении конденсации является важным для прогнозирования параметров разработки месторождения Шах-Дениз. Поэтому приведем еще одну ключевую информацию: «Подавляющее большинство газоконденсатных залежей на западном борту Южно-Каспийской впадины предельно насыщены жидкими УВ (углеводородами – А.Т.) при пластовом давлении, равном давлению начала конденсации» (А.И. Алиев, 2008 г.).
С геологических позиций месторождение Шах-Дениз находится в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне. Площадь продуктивных отложений около 860 кв. км. Глубина их залегания – 4500-6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата.
Результаты СРП: Азербайджану доставалось 6%
Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз заключен в 1996 году. Партнерами (Консорциум) являются британская BP (оператор, 28,8%), SOCAR (16,7%), норвежская Statoil (15,5%), иранская NICO (10,0%), французская Total (10,0%), российская LUKoil (10,0%), турецкая TPAO (9,0%). Консорциум владеет и Южно-Кавказским газопроводом.
17 декабря 2013 года контракт по разработке месторождения продлен до 2048 года. В этот же день Statoil огласила стоимость продажи 10% своей доли в Консорциуме – $1,45 млрд. Купили ее SOCAR (6,7%) и BP (3,7%). Доли участников Консорциума, приведенные выше, учитывают эту сделку. По цене, за которую проданы 10% доли в Консорциуме, можно оценить общую стоимость его активов – $14,5 млрд.
Соглашение о разработке месторождения Шах-Дениз заключено по схеме СРП, то есть на основе Соглашения о разделе продукции. В первые годы основная часть добываемого газа будет принадлежать Консорциуму, включая SOCAR. Доля Азербайджана (природная рента) будет возрастать по мере компенсации Консорциумом своих капитальных затрат. Но, судя по заявлению Азера Байрамова, Азербайджан отказался от нее на период капитальных вложений в «Стадию-2». По приведенным цифрам прибыли Азербайджана можно вычислить процент продукции (газа и конденсата), отчисляемый Консорциумом в качестве природной ренты. В 2013 году отчислено примерно 6%. Эта же величина отчислений была и в 2007-2012 годах.
«Стадия-1»: проблемы уже появились
По проекту «Стадия-1» построена морская платформа (глубина моря 105 м), рассчитанная на бурение 15 наклонно-направленных скважин. С нее планируется добыть 178 млрд куб. м газа и 34 млн т конденсата. Добыча началась в 2006 году. На конец 2012 года эксплуатировалось 4 скважины. На конец 2013 года – 5. На 1 октября 2013 года добыто 46 млрд куб. м газа. Из них 25 млрд экспортировано в Турцию, 3,4 млрд – в Грузию. Остальной объем газа закуплен Азербайджаном.
По конденсату у нас имеются данные только до 1 июля 2013 года: добыто 42,7 млрд куб. м газа и 11,3 млн т конденсата. Исходя из этого, содержание конденсата в газе -265 г на 1 куб. м. В январе-сентябре 2013 года добыто 7,3 млрд куб. м газа и 1,85 млн т конденсата: то есть содержание конденсата составило 253 г на 1 куб. м газа. Декларированное содержание конденсата (извлекаемые запасы) в газе месторождения Шах-Дениз – 200 г на 1 куб. м. Его проектное содержание в газе «Стадии-1» – 191 г на 1 куб. м.
В ноябре 2013 года вице-президент компании ВР по проекту «Шах-Дениз» Алистер Кук поделился планами увеличения объемов добычи газа на «Стадии-1»: «Мы уже начали работы в этом направлении, и сегодняшние результаты показывают, что существующая инфраструктура позволяет добывать 9,8 млрд кубометров газа в год в рамках первой стадии «Шахдениз». До конца 2014 года мы планируем довести данную добычу до 10,4 млрд, как и было заявлено». Это непонятно. По планам максимальная добыча газа на «Стадии-1» должна составлять 8,4 млрд куб. м. Почему потребовалось ее наращивание «сверх плана» на 1,4 млрд куб. м в 2013 году и на 2,0 млрд куб. м в 2014 году? Представляется, что ответ на этот вопрос можно получить по результатам изучения состояния разработки морских нефтяных месторождений Азери-Чираг-Гюнешли. Вместе с нефтью на них добывается и растворенный в ней газ.
Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9 млрд куб. м, 2011 – 6,67 млрд куб. м, 2012 – 7,73 млрд куб. м. «Провальным» было первое полугодие 2011 года «Однако в первом полугодии 2011 года добыча газа на месторождении снизилась с 29 миллионов до 17 миллионов кубометров в сутки. В BP считают, что с бурением новых скважин в течение нескольких лет добыча по первой стадии разработки месторождения будет повышена до 9 миллиарда кубометров газа в год и 50 тысяч баррелей конденсата в день». Из приведенных цифр можно сделать два заключения: падение суммарного дебита эксплуатационных скважин за год составило 40% и явилось полной неожиданностью для Консорциума. Ситуация несколько выправилась с вводом в эксплуатацию в первой половине 2011 года новой скважины SDA-06.
В сентябре 2012 года начато бурение очередной скважины SDA-03y. Она сдана в эксплуатацию в конце 2013 года. С апреля 2012 года ведутся технические работы в скважине SDA02, выведенной из эксплуатации. Она будет введена в эксплуатацию в начале 2014 года. Ожидается, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 году до 10,4 млрд куб. м. Но без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 года.
Представления о процессе управления разработкой дает информация, приведенная в отчете LUKoil («ЛУКОЙЛ Оверсиз») за 2009 год. «В 2009 году в эксплуатации находились 4 скважины. … Введена в эксплуатацию новая скважина SDA-05 c дебитом 1,450 тыс. тонн/сут конденсата и 6,2 млн м³/сут природного газа. … Проведены геолого-технические мероприятий (обработка призабойных зон и дострел) на скважине SDA-02 и скважине SDA-05 под давлением. Ликвидирована скважина SDA-03 из-за угрозы целостности конструкции скважины». Содержание конденсата в газе скважины SDA-05 – 234 г на 1 куб. м газа. Ключевое слово в цитате – «дострел». Это ввод в эксплуатацию новых продуктивных пластов путем перфорации (прострела) эксплуатационной колонны. Как мы понимаем, «обработка призабойных зон» – это консервация ранее эксплуатируемых пластов. Это означает, что притоки газа из пластов, которые эксплуатировались до «дострела» снизились ниже некой критической величины. В процесс разработки потребовалось вводить новые пласты. То есть, на самом первом этапе эксплуатации месторождения Шах-Дениз Консорциум столкнулся с падением притоков из эксплуатируемых пластов.
И вот на таком неблагоприятном фоне Консорциум принял решение о запуске «Стадии-2» по разработке месторождения.
«Стадия-2»: долгожданный экспорт в Европу
По проекту «Стадия-2» предусматривается строительство 2 морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. Стоимость проекта оценивается в $28 млрд. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20%. Эта сумма включает обустройство промысла и расширение инфраструктуры Южно-Кавказского газопровода. Начало добычи газа – конец 2018 года. В конце 2019 года планируется добыча и экспорт газа в полном объеме – 16 млрд куб. м. Весь газ пойдет на экспорт. В том числе, 6 млрд куб. м – в западные регионы Турции, 1 млрд куб. м – в Грецию, 1 млрд куб. м – в Болгарию и 8 млрд куб. м – в Италию.
В СМИ фигурирует сообщение о том, что проект «Стадия-2» выйдет на плановую добычу в 2019 году. Это не совсем так. Оператор проекта ВР опубликовал 17 декабря 2013 года его основные характеристики, где четко написано: «First gas is targeted for late 2018, with sales to Georgia and Turkey; first deliveries to Europe will follow approximately a year later». То есть, первым годом поставок газа в полном объеме является 2020 год. Проект «Стадия-2» рассчитан на 25 лет с момента начала поставок газа в Европу. То есть до 2044 года.
Проект «Стадия-2» включает и строительство двух газопроводов Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР). TANAP планируется построить на территории Турции. Его протяженность 1790 км, стоимость $12 млрд. Партнерами по строительству являются SOCAR (оператор, 68%), BOTAS (20%) и BP (12%). BOTAS – турецкий государственный трубопроводный оператор. Как стало известно в декабре, SOCAR готов уступить 10% в своей доле BOTAS, но сделка пока не завершена.
ТАР будет построен на территории Греции и Албании, далее через Адриатическое море до Италии. Его протяженность 870 км, стоимость $3 млрд. Партнерами являются SOCAR (20%), BP (20%), Statoil (20%), бельгийская Fluxys (16%), Total (10%), немецкая E.ON (9%) и швейцарская Axpo (5%).
Предусмотрено и расширение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Схема транспортировки газа с Шах-Дениз представлена на рисунке.
Итак, общая стоимость проекта «Стадия-2» составляет $45 млрд. Из них $2 млрд планируется вложить в увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Его длина на территории Азербайджана — 435 км, Грузии — 248 км. Алистер Кук в январе 2013 года назвал цифру проектной стоимость расширения трубопровода — $4,1 млрд, в том числе $2,5 млрд на территории Азербайджана и $1,6 млрд — на территории Грузии. И здесь предусмотрена возможность увеличения сметы на 20%.
Для аккуратности оценок стоимостных показателей проекта «Стадия-2» нам необходимо вычленить капитальные затраты на обустройство промысла. Они составят $26 млрд. $4 млрд. (округленно) будет затрачено на увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода и $15 млрд. — на строительство TANAP и ТАР. Капитальные вложения консорциума в Южно-Кавказский газопровод, скорее всего, будут компенсированы тарифом на транспортировку по нему газа «Стадии-2».
Данные для расчёта
Никаких данных по динамике (то есть, распределения по времени подготовки проекта) капитальных затрат проекта «Стадия-2» в свободном доступе не имеется. Только известно, что на конец 2013 года в него уже вложено около $3000 млн. Остальные инвестиции будут сделаны в течение 2014-2019 годов. Уже сделанные вложения отнесем к 2013 году по статье «обустройство промысла». Остальные распределим равномерно по 2014-2019 годам. В год — $3833 млн. Примем, что основные затраты по строительству TANAP и ТАР будут сделаны в 2017-2019 годах — по $5000 млн в год.
Операционные расходы на промысле. Ожидается, что операционные расходы «Стадии-1» в 2013 году составят $222 млн Это одна платформа и инфраструктура, позволяющая добывать 9,8 млрд куб. м газа в год. В «Стадии-2» будет две платформы и инфраструктура, позволяющая добывать 16 млрд куб. м газа в год. Наверняка она будет иметь резервные возможности. Эти две платформы расположена на участке моря с относительно большими глубинами и дальше от берега, чем платформа «Стадии-1». Исходя из этого, пример операционные расходы «Стадии-2» в два раза выше, чем «Стадии-1» — $444 млн в год.
Расходы на транспортировку газа. Тарифы на транспортировку газа по газопроводам, как правило, не являются рыночными. Например, в тариф транспортировки газа по Южно-Кавказскому газопроводу по территории Грузии «вшита» низкая цена ($230 за 1000 куб. м) определенного объема продаваемого ей азербайджанского газа. Рыночным является тариф транзита российского газа через Украину. ОАО «Газпром» платит $3,1 за тысячу куб. м на 100 км. Это же тариф примем и для Южно-Кавказского газопровода. По нему газ «Стадии-2» будет транспортироваться до границы Турции (683 км). Для газопроводов TANAP и ТАР известны только капитальные затраты — $12 и $3 млрд. соответственно. Операционные расходы на транспортировку газа примем равными 50% от украинского тарифа — $1,5 за тысячу куб. м газа на 100 км. Всего по газопроводам будет транспортироваться 16 млрд куб. м газа, в том числе 6 млрд куб. м — до границы Турции, 2 млрд куб. м газа — до границы Греции, 8 млрд куб. м — до границы Италии.
Цена реализации газа. В рамках планирования «Стадии-2» подписаны контракты на поставки газа с 9 европейскими компаниями сроком на 25 лет и общей стоимостью в $100 млрд. При известных объемах годовых поставок газа — 10 млрд куб. м, получаем цену в $400 за тысячу куб. м. Эта цифра близка к средней цене российского газа, поставляемого в ЕС.
Газ «Стадии-1» поставляется в Турцию по цене $350 за 1000 куб. м. Эту же цену примем при оценке стоимостных показателей «Стадии-2».
Конденсат. Хотя про «Шах-Дениз» в первую очередь говорят в контексте поставок газа, добыча и последующий экспорт конденсата, оказывает и будет оказывать существенную поддержку экономике проекта. Поэтому этой составляющей нужно также уделить внимание. Цифры планируемых объемов добычи конденсата в явном виде не приводятся. Но они легко вычисляются по информации в данном официальном материале. При планировании «Стадии-2» принято такое же содержание конденсата, как и при планировании «Стадии-1» — 191 г на 1 куб. м.
Почему при планировании «Стадии-2» принято содержание конденсата в газе, отличающееся от его реальных значений в «Стадии-1»? Возможно, содержание конденсата в залежах месторождения Шах-Дениз неравномерное и при планировании «Стадии-2» приято реальное значение этого параметра, полученное по результатам оценочного бурения. Возможно, при планировании применена «маленькая хитрость» — занижено реальное содержание конденсата для того, чтобы исказить стоимостные показатели проекта. Возможно, учтено то, что при падении давления в разрабатываемых пластах в них будет выпадать часть конденсата и его содержание в газе снизится. Это разумно. Но тогда нужно прогнозировать и снижение дебитов эксплуатационных скважин. Это приведет к тому, что имеющийся их фонд не обеспечит поддержание проектной добычи газа 16 млрд куб. м. Придется бурить новые скважины. А это дополнительные капитальные затраты. Так или иначе, вопрос с содержанием конденсата в газе, добываемом на месторождении Шах-Дениз нуждается в специальном рассмотрении.
Основной объем газового конденсата, добытого на месторождениях Азербайджана, идет на экспорт в смеси с нефтью Азери Лайт. Примем цену нефти $110 за баррель. При учете плотности нефти и конденсата, цена последнего будет равна $875 за тонну.
Способ расчета денежных потоков. Мы применили самый простой способ расчета денежных потов — расчет дисконтированных капитальных затрат и дисконтированной суммы прибыли от продажи газа и конденсата. Дисконтирование осуществлено с коэффициентом 6% в год. Это минимальный коэффициент из применяемых для оценки эффективности разработки месторождений нефти и газа.
Этот способ оценки стоимостных показателей проектов понять легко. Кто-то решит построить завод и производить на нем некую продукцию. Для этого нужно взять кредит в банке А под 6% годовых. Причем, проценты начисляются не только на сумму кредита, но и на проценты за предыдущие годы пользования им. На этот кредит строится завод (капитальные вложения). Из денег, вырученных от реализации произведенной на нем продукции, вычитаются затраты на ее изготовления (все операционные расходы). Оставшаяся прибыль помещается в банк Б под тот же процент. По истечении некоторого времени счет в банке Б сравняется со счетом в банке А. Это и есть момент, когда все капитальные затраты окупились, а «некоторое время» — это время их окупаемости.
Поставки газа в Италию — на грани разумного
Объем поставок газа в Италию — 8 млрд. куб. м, что составляет 50% от проектной добычи «Стадии-2». То есть, к этому газу относятся 50% затрат на обустройство промысла. Поставки газа в Италию должны окупить 100% стоимости ТАР и 80% — TANAP, что составляет $12600 млн. капитальных вложений в газопроводы. Это по смете. При расчетах мы учли и ее возможное превышение на 20%.
Стоимость транспортировки газа в Италию по Южно-Кавказскому газопроводу составит $169 млн в год. Операционные расходы при транспортировке газа по TANAP и ТАР (общая длина 2660 км) составят $341 в год. Операционные расходы добычи газа — 50% от их общей суммы по проекту «Стадии-2», то есть, $222 млн в год. Итого расходы составят $732 млн в год.
Выручка от продажи газа — $3200 млн. в год, конденсата (1528 тыс. т) — $1337 млн. Всего — $4537 млн. Отметим, что выручка от продажи конденсата составляет 39,5% от общей выручки. Прибыль (как разница между выручкой и операционными расходами, без учета амортизации капитальных затрат) — $3805 млн в год. Важно отметить, что при расчете прибыли мы не учли ежегодные отчисления на природную ренту и возможные таможенные сборы в пользу Азербайджана.
Операционные расходы составляют 16,1% от цены продукции. Если мы попытаемся «экономить» на операционных расходах и, например, сократим их на 30%, то это приведет к увеличению прибыли всего на 5,8%. То есть, проект «Стадии-2» малочувствителен к величине операционных расходов.
Результаты расчета денежных потоков приведены на рисунке:
Основные показатели экспорта газа проекта «Стадия-2» в Италию:
1. Планируется ежегодная поставка газа в объеме 8 млрд куб. м сроком на 25 лет. Всего будет поставлено 200 млрд куб. м.
2. Капитальные затраты проекта «Стадия-2», отнесенные к поставкам газа в Италию, составят $27,6 млрд. В том числе 13,0 млрд — на обустройство промысла, $2,0 млрд — на расширение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода, $9,6 млрд — на строительство TANAP и $3,0 млрд — на строительство ТАР.
3. Капитальные недисконтированные затраты на 1000 куб. м. газа, поступившего в Италию, по смете составят $138 или $166 при ее превышении на 20%. Операционные расходы — $92.
4. Обустройство промысла и строительство газопроводов займет 6 лет (период 2014-2019 годов). Поставки в полном объеме начнутся в 2020 году. При ценах $400 за 1000 куб. м газа и $110 за баррель нефти Азери Лайт, а также коэффициенте дисконтирования 6%, капитальные затраты будут окуплены в 2029-2033 годах. Срок окупаемости с начала реализации проекта составит 16-20 лет. С начала поставок газа — 10-14 лет.
При учете только экономических позиций и игнорировании геологических, технологических, экономических, политический, террористических и экологических рисков, поставку газа в Италию по проекту «Стадия-2» можно оценить как «на грани разумного».
Стоимостные показатели поставок газа в Грецию и Болгарию — по 1 млрд куб. м, рассчитаны таким же образом, как и для его поставок в Италию. При этом, учтено, что капитальные затраты на строительство ТАР к ним не относится. Капитальные затраты будут окуплены в 2028-2030 годах. Более детально этот вопрос рассматривать не будем.
Объем поставок газа в Турцию — 6 млрд куб. м. К ним относится $9750 млн затрат на обустройство промысла. Стоимость транспортировки газа по Южно-Кавказскому газопроводу составит $127 млн в год. Операционные расходы добычи газа — $167 млн. в год. Выручка от продажи газа — $2100 млн., конденсата — $1003 млн. в год. Всего — $3102 млн. Прибыль — $2808 млн. в год.
Капитальные затраты будут окуплены в 2024-2025 годах, то есть, через 11-12 лет после начала вложений в «Стадию-2» и через 5-6 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект «Стадия-2» в части поставок газа в Турцию является высокоэффективным.
Стоимостные показатели проекта «Стадия-2» рассчитаны простым суммированием дисконтированных денежных потоков его составляющих. Общие капитальные затраты будут окуплены в 2027-2029 годах. Через 14-16 лет после начала вложений и 8-10 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Остальные стоимостные показатели проекта приведены выше.
При таких относительно больших (для проектов разработки месторождений нефти и газа) сроках окупаемости капитальных вложений оценить эффективность проекта «Стадия-2» без соответствующего глубокого геолого-экономического анализа не представляется возможным. Но это формально. Реально же достоверность оценок эффективности проекта прямо и непосредственно зависит от достоверности прогноза рисков в период после 2027-2029 годов. Но как раз эти прогнозы не надежны. Попросту говоря, достоверно оценить эффективность проекта «Стадия-2» не представляется возможным.
Проект «Стадия-2» является симбиозом двух подпроектов: поставка газа в Западную Турцию и Южную Европу. Первый однозначно является высокоэффективным, второй — «на грани разумного». Высокая и «быстрая» прибыль, получаемая в рамках поставок газа в Турцию, будет покрывать огромные издержки поставок газа в Европу.
Колесо Сансары
До 2014 года в проект «Стадия-2» вложено 3000 млн. Доля SOCAR — $300 млн. (при учете того, что до 1 января 2014 года ее доля в Консорциуме равнялась 10%). С 1 января 2014 года доля SOCAR в Консорциуме — 16,7%. Капитальные вложения SOCAR в обустройство промысла «Стадии-2» составят $3841 млн. Очевидно эта же доля определит и объем вложений в расширение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода — $668 млн. Доля SOCAR в TANAP 68%, вложения $8160 млн. В ТАР — 20%, вложения 600 млн. Итого вложения SOCAR в проект «Стадия-2» составят $13569 млн. Из них, $13269 млн. требуется вложить в 2014-2019 годах. В целом доля вложений SOCAR в проект «Стадия-2» составит 30,2% от общих капитальных затрат. В конце 2013 года SOCAR увеличила свое участие в Консорциуме на 6,7% за $972 млн. Эти деньги предстоит выплатить в 2014 году. Итого вложения SOCAR в развитие Проекта «Шах-Дениз» составят $14541 млн.
В проекте «Стадия-2» по «умолчанию» принимается, что планка добычи газа с двух платформ в объеме 16 млрд. куб. м будет удерживаться в течение 25 лет. Это представляется нереальным. Особо отметим, что здесь речь не идет о планке добычи газа на всем месторождении Шах-Дениз. С морских платформ возможна разработка только отдельных его участков. Как, например видно на это схеме, планировалось, что длительность планки добычи газа составит 12,5 лет, а затем произойдет ее резкий спад. Этот важнейший показатель можно оценить и по планам добычи газа на «Стадии-1» — 178 млрд куб. м. Примем, что 70% этого газа будет добыта на планке, которая с этого года будет равняться 9,5 млрд. куб. м. Длительность ее удержания составит 13 лет.
С начала разработки до окончания 2013 года добыто оценочно 47,6 млрд м газа. По проекту «Стадия-1» остается добыть 130,4 млрд. м, в том числе 53,4 млрд. м (30% от общего объема добычи) на этапе падающей добычи. С 2014 года добычу планируется довести до 10,4 млрд. Длительность планки составит 7,5 лет. То есть, добыча на планке продержится до 2020 года включительно. Именно в это время и начнется добыча газа по проекту «Стадия-2». Поступающий в Турцию газ «Стадии-1» будет «заменен» на газ «Стадии-2». Поставки газа в Турцию и Европу будут удерживаться на планке его добычи до 2031 года. То есть, примерно до момента окупаемости капитальных затрат проекта. Никакого «прибыльного» газа для Азербайджана в нем не просматривается.
А как будут выполняться контрактные обязательства «Стадии-2» по поставкам газа в период 2032-2044 годов (за пределами планки добычи)? Очень просто. Сразу же после выхода «Стадии-2» на проектные показатели будет поставлен вопрос о необходимости реализации «Стадии-3». С нее и будут осуществляться поставки газа в Турцию и Европу после 2031 года. А потом встанет вопрос о необходимости реализации «Стадии-4». В этих делах есть одна важная тонкость. Коммерческим оператором проекта «Шах-Дениз» является SOCAR. Именно он подписал контракты на поставки газа с турецкой BOTAS и европейскими компаниями.
Для участников Консорциума все ясно и понятно. Они будут вкладывать деньги в проекты «Стадия-1», «Стадия-2», «Стадия-3», …. На их начальных этапах за счет продажи газа и конденсата эти вложения будут компенсироваться. Будет формироваться и прибыль. Единственный недостаток такой организации разработки месторождения Шах-Дениз — участники Консорциума не получат сверхприбыль.
Для Азербайджана тоже все ясно и понятно. За счет природной ренты, формируемой на «Стадии-1», будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-2». За счет ренты «Стадии-2» будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-3» … Азербайджан же взял на себя основную часть вложений в газопровод TANAP и существенную в ТАР. То есть, азербайджанский газ будет поставляться в Европу за счет Азербайджана, за счет его природной ренты. На нем и ответственность за все возможные риски выполнения контрактных обязательств.
Так когда Азербайджан начнет получать прибыль (рентные платежи) с проектов разработки месторождения Шах-Дениз? Похоже, что никогда. В лучшем случае, в отдельные периоды будет «капать» по двести-четыреста миллионов долларов в год.
http://www.odnako.org/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter