Նավթարդյունահանումը և տնտեսական իրավիճակն Ադրբեջանում. 2016 թվականի ամփոփում. «Ռազմինֆո»

Վերջին տարիներին Ադրբեջանի նավթարդյունահանման ընթացքը, դրա ազդեցությունը երկրի տնտեսության վրա և ընդհանուր տնտեսական իրավիճակը ներկայացնող սույն հոդվածը ստացել ենք Razm.info-ի ընթերցող Արամ Խաչատրյանից։ Մեծ հետաքրքրությամբ այն ընթերցելով որոշեցինք ներկայացնել այն նաև մեր կայքում։

Վերլուծությունը բաժանված է 3 մասի: Մաս Ա-ում կարճ կներկայացվեն արտասահմանյան նավթարդյունաբերական ընկերությունների հետ կնքված կարևորագույն պայմանագրերը, խոշոր նավթահանքերի պաշարների գնահատականները և արդյունահանման ծավալները: Մաս Բ-ում կդիտարկվեն ադրբեջանական նավթի արդյունահանման ընթացքը վերջին տարիներին և սպասվող փոփոխությունները մոտ ապագայում: Մաս Գ-ում կքննարկվեն Ադրբեջանի տնտեսության մեջ նավթարդյունաբերության դերը, ընդհանուր տնտեսական վիճակը 201516թթ.-ին և գալիք մարտահրավերները:

Մաս Ա: Ածխաջրածնային պաշարներն Ադրբեջանում

Ադրբեջանը հայտնի է նավթի և գազի իր հարուստ պաշարներով, սակայն օբյեկտիվ և սուբյեկտիվ պատճառներով չկան այդ պաշարների իրատեսական գնահատականներ: Ցամաքում գտնվող երբեմնի հարուստ հանքավայրերն այսօր համարյա ամբողջությամբ դատարկ են, իսկ ստորջրյա խոստումնալից հանքավայրերում հետախուզական աշխատանքների իրագործումը և, դրական արդյունքների դեպքում, դրանց շահագործումը կախված են մի շարք տեխնիկական և ֆինանսական խնդիրների հետ:

Երկրի իշխանությունների կողմից հնչեցված թվերը հիմնականում ոչ թե ապացուցված, այլ հնարավոր^[1] ծավալների գնահատականներն են: Անգամ երբ նշվում է, որ խոսքը գնում է ապացուցված պաշարների մասին, պետք է հաշվի առնել, որ հաճախ այդ ծավալների մի փոքր մասի արդյունահանումն է տեխնիկապես հնարավոր և տնտեսապես շահավետ^[2]:

Ադրբեջանի Հանրապետության Նավթի Պետական Ընկերության (անգլ. State Oil Company of Azerbaijan Republic, այսուհետ` SOCAR) տեխնիկական և ֆինանսական հնարավորությունները բավական սահմանափակ են, և այն փորձում է արտասահմանյան ներդրումների հաշվին իրագործել նոր հանքերի շահագործումը կամ էապես աճեցնել արդյունահանումն արդեն օգտագործվող հանքերում: 1994թ.-ից այս կողմ կնքվել են ավելի քան 30 PSA^[3] տիպի պայմանագրեր մոտ 50 հանքավայրերի օգտագործման համար:

Դրանց մի մասը հետախուզական աշխատանքներ կատարելուց հետո լուծվեց:

Մասնավորապես, տնտեսապես շահավետ պաշարներ չգտնվեցին Ումբակի-Քարադաղ-Քորգյոզ, Ղարաբաղ, Աշրաֆի-Դան Ուլդուզու, Լենկորան-Թալիշ, Յալամա, Օղուզ, Նախիջևան, Քյուրդաշի, Ինամ, Աթեշգյահ-Յանան Թավա-Մուղան Դենիզ, Զաֆար-Մաշալ հանքավայրերում, չնայած ըստ  նախնական գնահատականների սրանցից յուրաքանչյուրը պարունակում էր 60-140 մլն տոննա նավթ^[4]:

Հետախուզական աշխատանքների բացասական արդյունքներն այս հանքավայրերում իհարկե դեռ չեն նշանակում, որ դրանք շահագործման պիտանի չեն. պաշարներ դեռ կարող են գտնվել նոր աշխատանքների արդյունքում կամ արդեն գտնված ծավալները կարող են դառնալ տնտեսապես շահավետ նավթի գների աճի շնորհիվ: Այսպես, օրինակ, ռուսական LUKoil ընկերությունը Զիղ-Հովսան հանքավայրում 2001-04թթ.-ին կատարած հետախուզական աշխատանքներից հետո հրաժարվեց շարունակել նախագիծը, սակայն РосНефть-ի հետ 2006թ.-ին կնքված նոր պայմանագրի արդյունքում հանքը սկսեց շահագործվել, տալով տարեկան 58 հազ. տոննա նավթ (2009թ.-ի տվյալներով): Ապշերոն հանքավայրում ամերիկյան Chevron-ը զգալի պաշարներ չգտավ և 2005թ.-ին լուծեց պայմանագիրը, իսկ ֆրանսիական Total-ը 2011թ.ին գտավ 350 մլրդ մ³ գազի և 45 մլն տոննա գազի կոնդենսատի^[5] պաշարներ: Մուրադխանլի-Ջաֆարլի-Զարդոբ հանքավայրում սկզբում անհաջողության մատնվեց բրիտանական Ramco-ն և 2001թ.-ին փակեց նախագիծը, իսկ կանադական Zenith Energy-ն 2016թ.-ին նոր պայմանագիր կնքեց SOCAR-ի հետ և արդյունահանումը հասցրեց տարեկան 18 հազ. տոննայի:

Այլ դեպքերում արտասահմանյան ընկերությունները հրաժարվել են պայմանագրերից անգամ զգալի պաշարներ գտնելուց հետո, համարելով արդյունահանումը տնտեսապես ոչ շահավետ: 1999թ.-ին ռուս-իտալական LUKAgip-ին չհետաքրքրեց Ղարաբաղ հանքում գտնված 20 մլրդ մ³ գազը և 20 մլն տոննա գազի կոնդենսատը, իսկ ամերիկյան AMOCO-ին` Աշրաֆի-Դան Ուլդուզու ստրուկտուրայի 13 մլրդ մ³ գազը և 17 մլն տոննա կոնդենսատը: 21-րդ դարասկզբին նավթի գների աճն այս պաշարների արդյունահանումը դարձրեց տնտեսապես ավելի գրավիչ, և SOCAR-ը հայտարարեց, որ պատրաստվում է ինքնուրույն շահագործել այս հանքավայրերը:

Արտասահմանյան ըներությունների կողմից ներկայումս շահագործվող հանքավայրերի մեջ պետք է հատկապես առանձնացնել երկուսը` Ազերի-ՉիրագԳյունեշլին և Շահ-Դենիզը:

Ազերի-Չիրագ-Գյունեշլին (այսուհետ` ԱՉԳ) Ադրբեջանի խոշորագույն նավթահանքն  է: Պայմանագիրը կնքվեց 1994թ.-ին բրիտանական BP-ի (British Petroleum) գլխավորությամբ մի շարք արտասահմանյան ընկերությունների հետ և ստացավ «Հարյուրամյակի պայմանագիր» անվանումը: Ըստ պայմանագրի` BP-ն զբաղվելու է այս հանքավայրերի շահագործմամբ մինչև 2024 թվականը, Ադրբեջանը կստանա «եկամտաբեր նավթի» 80%-ը: Պայմանագրում ներառված է Գյունեշլի հանքի միայն խորջրյա հատվածը (խորությունն ավելի քան 175 մետր): Ընդհանուր առմամբ Ազերի-Չիրագ-Խորջրյա (անգլ. Deepwater, ռուս. Глубоководное) Գյունեշլի անվանումն ավելի կոռեկտ է: Պաշարները` 600-700 մլն տոննա նավթ:

Շահ Դենիզն Ադրբեջանի խոշորագույն գազի հանքն է: Նախնական գնահատականները կազմում են 1.2 տրլն մ³ գազ և 240 մլն տոննա գազի կոնդենսատ: 1996թ.-ին պայմանագիր կնքվեց արտասահմանյան ընկերությունների կոնսորցիումի հետ, կրկին BP-ի գլխավորությամբ: Պայմանագրի ժամկետներն են արդյունահանման սկզբից սկսած 25 տարի: Առաջին փուլում նախատեսվում է արդյունահանել 178 մլրդ մ³ գազ և 34 մլն տոննա գազի կոնդենսատ: Տարեկան այժմ արդյունահանվում է 9-10 մլրդ մ³գազ և 2-2.5 մլն տոննա կոնդենսատ: Ներկայումս իրագործվում են աշխատանքներ երկրորդ փուլը սկսելու ուղղությամբ, որի շրջանակներում նախատեսվում է արդյունահանել տարեկան մինչև 25 մլրդ մ³ գազ^[6] և 5 մլն տոննա կոնդենսատ: Երկրորդ փուլի սկիզբը ծրագրված է 2018թ.-ի սեպտեմբերին, 2019թ.-ից կսկսվի արտահանումը Թուրքիա, 2023թ.-ից` Եվրոպա:

Հաջողված PSA պայմանագրերի արդյունքում այժմ շահագործվում են նաև Սուրախանի, Բինագադի, Քյուրովդաղ, Բալախանի-Սաբունչու-Ռամանա, Բահար-Գում Դենիզ, Զիղ-Հովսան, Նեֆթչալա, Քյուրսանգի-Ղարաբաղլի, Մուրադխանլի-ՋաֆարլիԶարդոբ, Պիրսահատ հանքավայրերը: Սրանցում արդյունահանումը և դրանից ստացված եկամուտներն ԱՉԳ-ի և Շահ-Դենիզի համեմատ էապես քիչ են (տե՛ս Աղ. 7):

Մի շարք ադրբեջանական հանքավայրերում արդյունահանումն իրականացվում է բացառապես SOCAR-ի, ավելի ճիշտ, նրա արտադրական միավորում AzNeft-ի կողմից: Սրանցից ամենամեծը Ծանծաղ (անգլ. Shallow water, ռուս. Мелководное, խորությունը մինչև 120 մետր) Գյունեշլին է: Ընդգրկում է Գյունեշլի հանքավայրի արևմտյան ափամերձ տարածքները, տարեկան արդյունահանումը 2000-2016թթ.-ին ընկել է մոտ 5 մլն տոննայից մինչև 4 մլն տոննա: Երկրորդը Նավթային քարերն է տարեկան 900 հազ. տոննա արդյունահանմամբ: Սովորաբար այսպես կոչված «SOCAR-ի նավթ»-ի մեջ ընդգրկվում են ոչ միայն բացառապես AzNeft-ի  արդյունահանած նավթը, այլ նաև այլ օպերացիոն ընկերություններինը, որոնցում SOCAR-ը որպես կանոն հանդես է գալիս որպես բաժնետեր: Մենք նույնպես կհետևենք այս պրակտիկային և Ադրբեջանում արդյունահանվող նավթը կբաժանենք երեք դասի` ԱՉԳ-ի նավթ, SOCAR-ի նավթ և ՇահԴենիզի կոնդենսատ:

Ավելացնենք նաև, որ Ադրբեջանը հավակնում է երեք կասպյան նավթահանքերի, որոնց պատկանելությունն առայժմ միջազգային-իրավական լուծում է պահանջում: Իրանի Իսլամական Հանրապետությունն իրենն է համարում Ալով-Արազ-Շարգ^[7] և ԼերիկՍավալան-Ջանուբ-Դալգա^[8] բլոկները, իսկ Թուրքմենստանը` Քյապազ/Սարդար^[9] հանքավայրը:

Մաս Բ: Արդյունահանման ներկայիս ծավալները և հեռանկարները

Նավթի արդյունահանման ընթացքը որևէ հանքավայրում կանխատեսելը բավական բարդ խնդիր է, սակայն, ինչպես ցանկացած այլ գործընթաց, այն ևս հետևում է որոշ օրինաչափության: Մասնավորապես, ինչպես Հաբբերտի^[10]տեսությունն է պնդում, ցանկացած փակ նավթարդյունահանող համակարգում, լինի դա մի նավթահանք, պետություն, թե ողջ մոլորակը, արդյունհանված նավթի ծավալները կայուն աճելով հասնելու են իրենց գագաթնակետին, որից հետո էլ կայուն նվազելու են` ընդունելով «զանգականման» ուրվագիծ: Պետք է իհարկե նշել, որ մարդկային գործոնը կարող է զգալի ազդեցություն ունենալ գործընթացի վրա: Մասնավորապես, արդյունահանված ծավալները կարող են կտրուկ փոխվել սոցիալ-քաղաքական ճգնաժամերի կամ ֆինանսական խնդիրների պատճառով, գործող նավթահորերի քանակի փոփոխման հաշվին, և այլն: Սակայն, ինչպես պրակտիկան ցույց է տվել, նման շեղումները միայն ժամանակավոր բնույթ են կրում, և հետագայում արդյունահանումը «շտկվում» է` վերադառնալով «զանգակի ուրվագծին»:

Ադրբեջանական նավթի արդյունահանման մասին, ինչպես նշում է ռուս երկրաբան-վերլուծաբան Անատոլի Տյուրինը, տարբեր տվյալներ են հրապարակվում և իրական իրավիճակը գնահատելը հեշտ խնդիր չէ: Մի կողմից դա կապված է այսպես կոչված «տեղեկատվական աղմուկի» հետ. համապատասխան մասնագիտացումչունեցող լրատվամիջոցները տվյալները բազմիցս վերահրապարակում են, օգտագործելով ոչ ճշգրիտ տերմիններ, որը որոշ խառնաշփոթ է առաջացնում և բարդացնում իրական թվերի ճշգրտումը: Մյուս կողմից` Ադրբեջանում ընդունված հաշվարկման համակարգը տարբերվում է British Petroleum-ի համակարգից, և SOCAR-ի և BP-ի հրապարակված թվերը կարող են տարբերվել մի քանի տոկոսով: Մենք արդյունահանման ճշգրիտ ծավալները գտնելու խնդիր չենք դրել մեր առջև, քանի որ ընդհանուր տենդենցը այս կամ այն տվյալները նախընտրելու դեպքում չի փոխվում: Այնուամենայնիվ, ԱՉԳ-ի և Շահ-Դենիզի արդյունահանման ծավալների հարցում կօգտվենք BP-ի, մնացած դեպքերում` ադրբեջանական պաշտոնական կամ անկախ վերլուծաբանների տվյալներից:

Նավթի արդյունահանման առյուծի բաժինը (70-80 %, տե՛ս Նկ. 1) Ադրբեջանում ընկնում է Ազերի-Չիրագ-Գյունեշլի նավթահանքի վրա: Այս բլոկում գործում են վեց^[11] պլատֆորմներ` Չիրագ-1 (արդյունահանումն սկսվել է 1997թ.-ի նոյեմբերին), Կենտրոնական Ազերի (փետրվար 2005թ.), Արևմտյան Ազերի (հունվար 2006թ.), Արևելյան Ազերի (հոկտեմբեր 2006թ.), Խորջրյա Գյունեշլի (ապրիլ 2008թ.), իսկ 2014թ.-ի հունվարին շահագործման հանձնվեց Արևմտյան Չիրագը, որի օգնությամբ նախատեսվում է արդյունահանել Չիրագ-1 պլատֆորմից անհասանելի 45-50 մլն տոննա նավթը: Ապացուցված պաշարներն էին, 2004թ.-ի BP-ի տվյալներով, 620 մլն տոննա: 2004-16թթ.-ին արդյունահանվել է մոտ 400 մլն տոննա:

Արդյունահանումն ԱՉԳ-ում, ինչպես և ողջ Ադրբեջանում, հասել է իր գագաթնակետին 2010թ.-ին (40.6 մլն տ / 50.8 մլն տ): Արդեն 2011թ.-ի հունվարին, հաշվի առնելով 2010թ.-ի արդյունահանման աննշան աճը 2009թ.-ի նկատմամբ (~0.8 %), ԱՄՆում բնակվող ադրբեջանցի հետազոտող Ալեք Ռասիզադեն Harvard Internation Review և Iran and the Caucasus ամսագրերում հոդված հրատարակեց, որտեղ պնդում էր, թե ադրբեջանական նավթի արդյունահանումը հասել է իր գագաթնակետին և այսուհետ կտրուկ նվազելու է, համաձայն Հաբբերտի տեսության: Երբ 2011թ.-ին ԱՉԳ-ում արդյունահանումն ընկավ 12.8%-ով, իսկ 2012թ.-ին` 7.4%-ով, Ռասիզադեի վերլուծությունը սկսվեց վերատպագրվել տարբեր ռեսուրսներում, նաև ռուսերեն թարգմանությամբ:

2011թ.-ի վերջին հայտարարվեց, որ աշխատանքներ են տարվում ԱՉԳ-ում արդյունահանումը վերականգնելու ուղղությամբ: 2013թ.-ից սկսած արդյունահանումն իրոք փոքր-ինչ կայունացել է. 2013թ.-ին անկումը նախորդ տարվա համեմատ եղել է ընդամենը 1.4%, 2014-ին` 2.6%, 2015-ին և 2016-ին` 0.6%: Նկ. 2-ում պատկերված է արդյունահանման ընթացքն ԱՉԳ-ի բոլոր վեց պլատֆորմներում 1998-2016թթ.-ին:

Ինչպես երևում է, այս «կայունացման» հիմնական պատճառն է Արևմտյան Չիրագ պլատֆորմի գործարկումը: Առանց Արևմտյան Չիրագի նավթի` բուն ԱՉԳ-ի արդյունահանումը շարունակում է նվազել (տե՛ս Նկ. 3): Ընդ որում 2015թ.-ին անկումը կազմել է 10.8% 2014-ի նկատմամբ, իսկ 2014թ.-ին` 10.3% 2013-ի նկատմամբ: 2013 և 2016թթ.-ին անկման համեմատաբար փոքր չափերը (համապատ. 1.7% և 2.8%) կդիտարկենք ստորև:

Նկ. 2-ում երևում է, որ 2013թ.-ին նավթի արդյունահանումը պահպանվել է հիմնականում Խորջրյա Գյունեշլիում արդյունահանման մակարդակի աճի արդյունքում: Սա հնարավոր է դարձել նոր նավթահորերի կառուցման շնորհիվ: Եթե 2012թ.-ի վերջում Գյունեշլիում գործում  էր 21 նավթահոր` 11 նավթ արդյունահանող (անգլ. oil producing well, ռուս. добывающая скважина) և 10 ջուր ներարկող (անգլ. water injector, ռուս. водонагнетательная скважина), ապա 2013թ.-ի դեկտեմբերին դրանց թիվը հասել էր 30-ի (16 արդյունահանող և 14 ներարկող): Ընդհանուր առմամբ, եթե 2012թ.-ի վերջում ԱՉԳում կար 94 նավթահոր (65 արդյունահանող և 29 ներարկող), 2013թ.-ի վերջում կային արդեն 118-ը (81 արդյունահանող և 37 ներարկող): Արդյունքում հնարավոր եղավ արդյունահանումը Գյունեշլիում ավելացնել 1.6 մլն տոննայով և կասեցնել կտրուկ անկումը մյուս պլատֆորմներում (բացի Արևելյան Ազերիից, տե՛ս Աղ. 1): Սակայն նոր նավթահորերի կառուցումը խոշոր ծախսերի է բերում. ԱՉԳ-ի գործարկման համար BP-ն 2013թ.-ին ծախսեց ռեկորդային 3.6 մլրդ $ (որից 772 մլն $-ն օպերացիոն ծախսերն էին, 2.83 մլրդ $-ը` կապիտալ):

Աղ. 1. Գործող հանքահորերի քանակը տարեվերջին և տարեկան արդյունահանումը (մլն տոննա) ըստ պլատֆորմների և ԱՉԳ-ի գործարկման ընդհանուր ծախսերը 2010-2013թթ.:

2016թ.-ին արդյունահանումն ԱՉԳ-ում նույն մակարդակի վրա պահելու համար սկսեցին նաև մեծ քանակությամբ գազ ներարկել նավթային պլաստ` ճնշումն ավելացնելու համար: Շահ-Դենիզից արդյունահանված գազի ադրբեջանական մասն ամբողջությամբ ներարկվել է ԱՉԳ-ի պլաստների մեջ: Արդյունքում Ադրբեջանը 2016թ.-ի հունիսից ոչ միայն եկամուտներ չունի գազի վաճառքից, այլ նունիսկ չի կարողանում ապահովել ներքին սպառումը` ստիպված գնելով 2.64 մլրդ մ³ գազ:

Արդյունահանման անկումը նավթահորերի ավելացման շնորհիվ ավելի սահուն դարձնելը նորություն չէ նավթարդյունաբերության մեջ, սակայն նման մեթոդներով հնարավոր չէ երկար պահպանել արդյունահանման մակարդակը: Մեկ նավթահորի միջին արդյունահանումն արագ ընկնում է և նոր նավթահորերի կառուցումը պարզապես շահավետ չի դառնում: Նկ. 4-ում պատկերված է 2010-16թթ.-ին ԱՉԳ-ի նավթահորերի միջին արդյունավետությունը(համեմատությունը հեշտացնելու համար բաժանված ըստ եռամսյակների): Ինչպես երևում է, մեկ նավթահորի միջին արդյունավետությունն ընկնում է տարեկան միջինը 12%-ով:

Աղ. 2-ում ցույց կտանք նաև ԱՉԳ-ի գործարկման կապիտալ ծախսերն ըստ եռամսյակների, որոնք հիմնականում պայմանավորված են նոր նավթահորերի կառուցմամբ, և կհաշվենք այդ կերպ մեկ նավթահորի կառուցման համար անհրաժեշտ միջին գումարը: Սա, իհարկե, բավական կոպիտ հաշվարկ է, որովհետև, նախ կապիտալ ծախսերը ոչ ամբողջությամբ են ուղղված նոր նավթահորեր կառուցելուն, և երկրորդը` որևէ եռամսյակում ծախսված գումարի արդյունքում կառուցված հորը կարող է վերջնական շահագործման հանձնվել միայն հաջորդ եռամսյակում: Այնուամենայնիվ, աղյուսակը թույլ է տալիս ընդհանուր պատկերացում կազմել նավթահորեր կառուցելու համար անհրաժեշտ գումարների մասին: Աղյուսակում կավելացնենք նաև եռամսյակի վերջում գործող նավթահորերի քանակը, որտեղից երևում է, որ կառուցված հորերի քանակը չի արտացոլում գործող հորերի` նույն քանակությամբ ավելանալը, քանի որ տվյալ ժամանակահատվածում որոշ նավթահորեր շահագործման համար տնտեսապես ոչ պիտանի են դառնում և շարքից դուրս են հանվում կամ կրկին վերաշահագործվում վերանորոգման աշխատանքներից հետո:

Աղ. 2. ԱՉԳ-ի գործարկման կապիտալ ծախսերը (մլն $), եռամսյակի ընթացքում կառուցված և եռամսյակի վերջում շահագործվող հանքահորերը 2014-16թթ.-ին: 2014թ.-ին մեկ նավթահորի կառուցման համար ծախսվող միջին գումարը կազմում է 122 մլն $, 2015-ինը` 109 մլն $, 2016թ.-ին` 63 մլն$: Ծախսերի նվազման պատճառը մանաթի արժեզրկումն է (տե՛ս Մաս Գ), որի արդյունքում էժանացել է աշխատուժն Ադրբեջանում:

Նոր նավթահորեր կառուցելու հետ կապված ծախսերը (մոտ 60 մլն $ մեկ նավթահորի համար 2016թ.-ի գնահատականներով), մեկ նավթահորի միջին արդյունավետությունը (տարեկան մոտ 50 հազ. տոննա) և նավթի ներկայիս շուկայական գները (400 $/տոննա) թույլ են տալիս եզրակացնել, որ նավթահորերի քանակն ավելացնելն ԱՉԳ-ում այլևս ձեռնտու չէ: Օրինակ, ներկայիս 31 մլն տոննա արդյունահանումն ապահովելու համար անհրաժեշտ կլինի կառուցել 20-25 հոր, ինչը կբերի 1.2-1.5 մլրդ $ (կամ 3-4 մլն տոննա նավթին համարժեք գումարի) կապիտալ ծախսերի: Մինչդեռ առանց նոր նավթահորերի կառուցման եկամտաբեր նավթի բաժինն ավելի շատ կլինի (ԱՉԳ-ից ստացված եկամուտների մասին մանրամասն տե՛ս Մաս Գ):

Դատելով BP-ի կապիտալ ծախսերի կրճատումից և աշխատողների զանգվածային ազատումներից` նավթահորերի էական ավելացում իրոք չի նախատեսվում: Հետևաբար 2017թ.-ին արդյունահանումն ԱՉԳ-ում (առանց Արևմտյան Չիրագի) հերթական կտրուկ անկումը կապրի (մոտ 12%): Արևմտյան Չիրագում, արդյունահանման տենդենցից և պաշարների ընդհանուր քանակից ելնելով, 2017թ.-ին սպասվում է մի փոքր աճ (6.2-6.5 մլն տոննա), որը կլինի արդյունահանման գագաթնակետն այստեղ: Ընդհանուր արդունահանումը ողջ ԱՉԳ-ում կկազմի շուրջ 28.5 մլն տոննա:

Ամբողջական պատկեր ստանալու համար դիտարկենք նաև Շահ-Դենիզի գազի կոնդենսատի և SOCAR-ի նավթի արդյունահանման ծավալները վերջին տարիներին:

Շահ-Դենիզում գազի կոնդենսատի արդյունահանումն սկսվել է 2006թ.-ին, կազմելով 1.8-2 մլն տոննա 2008-2012թթ.-ին: 2013թ.-ից սկսած կոնդենսատի արդյունահանումն աճել է մինչև տարեկան  2.3-2.5 մլն տոննա: Շահ-Դենիզ-2-ի բարեհաջող գործարկումից հետո արդյունահանումը կաճի` 2023թ.-ին հասնելով 5 մլն տոննայի, սակայն այս նախագծի կապիտալ ներդրումներն այնքան մեծ են (մոտ 40 մլրդ $), որ առաջին տարիներին այդ ծախսերը փակելու նպատակով ողջ եկամուտը կստանան արտասահմանյան ներդրողները:

SOCAR-ի նավթի ընդհանուր արդյունահանումը 2000”2005թթ.-ին կազմում էր 9 մլն տոննա, որից հետո սկսեց դանդաղ ընկնել` հասնելով 8.28 մլն-ի 2012թ.-ին: Ծավալներն ըստ առանձին հանքերի հայտնի չեն, սակայն մոտ 65%-ը Ծանծաղ Գյունեշլիից է: 2012թ.-ին հայտարարվեց արդյունահանման ծավալներն ավելացնելու նպատակով նոր նավթահորերի կառուցման մասին, մասնավորապես միայն 20 նոր նավթահոր Ծանծաղ Գյունեշլիում: Արդյունքում արդյունահանումը 2013-15թթ.-ին մնաց 8.2-8.3 մլն տոննա մակարդակի, սակայն 2016թ.-ին իջավ մինչև 7.5 մլն տոննա: Այս անկումը մասամբ պայմանավորված է 2015թ.-ի դեկտեմբերին Ծանծաղ Գյունեշլիում գործող պլատֆորմներից մեկում տեղի ունեցած խոշոր հրդեհով: Շարքից դուրս եկած այս պլատֆորմից օրական արդյունահանվում էր 1000 տոննա նավթ: 2016թ.-ի հունիսից պլատֆորմը սկսեց գործարկվել` տալով տարեվերջին օրական 250 տոննա նավթ. հունիսին գործարկվեց №43 նավթահորը (օր. 100 տոննա արդյունահանմամբ), օգոստոսին №160 նավթահորն (օր. 100 տոննա), հոկտեմբերին №340 նավթահորը (օր. 50 տոննա): Սակայն արդյունահանման ծավալներից դատելով (Աղ. 3,  Աղ. 4), հրդեհն այս անկման միակ պատճառը չէր: Պարզապես նավթահորերի ավելացման նույն սկզբունքը կիրառելու արդյունքում երկու-երեք տարի արդյունահանման մակարդակը պահպանվեց, իսկ հետո կրկին սկսվեց անկումը: SOCAR-ը հայտարարեց արդյունահանման վերականգնման ուղղությամբ տարվող նոր աշխատանքների մասին, սակայն ամենալավատեսական գնահատականներով արդյունահանումը 2017թ.-ին կմնա մոտ 7.5 մլն տ մակարդակին:

Աղ. 3. SOCAR-ի նավթի արդյունահանման ամսական ծավալները (հազ. տոննա) 2012-16թթ.-ին:

Աղ. 4. SOCAR-ի օրական միջին արդյունահանումը (հազ. տոննա նավթ) 2015-16թթ.-ին:

Այսպիսով` 2017թ.-ին Ադրբեջանում արդյունահանված ողջ նավթը կկազմի մոտ 38.5 մլն տոննա կամ մոտ 6% պակաս 2016թ.-ի համեմատ (41 մլն տոննա), և նավթի գների էական փոփոխության բացակայության դեպքում այս տենդենցը կշարունակվի հաջորդ տարիներին:

Ավելացնենք նաև, որ ԱՉԳ-ի նավթը, ինչպես Շահ-Դենիզի կոնդենսատը, նախատեսված է արտահանման համար, մինչդեռ SOCAR-ի նավթի հումքի միայն մի փոքր մասն է արտահանվում (տե ՛ս Աղ. 5): Մնացածն ուղարկվում է նավթամշակման գործարաններ, ստացված արտադրանքի մեծ մասը (70-80%-ը), օգտագործվում է ներքին սպառման համար, մնացածն արտահանվում պատրաստի նավթապրանքի տեսքով:

Աղ. 5. AzNeft-ի արդյունահանած մասը SOCAR-ի նավթում, արտահանված և մշակված նավթի բաժինները (հազ. տոննա):