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 расчета
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.

таблица тут -
http://www.odnako.org/blogs/show_35898/

Анатолий ТЮРИН
15.01.2014