С 1 июля 2026 года функции оператора экспортного нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) перешли от британской BP к азербайджанской государственной нефтяной компании SOCAR. Передача коснулась всех трех участков маршрута - азербайджанского, грузинского и турецкого. Формально событие выглядит как смена вывески на диспетчерском пункте. Однако за этим решением скрывается куда более важный процесс - Азербайджан усиливает контроль над главным альтернативным экспортным маршрутом Каспийского региона, а Казахстан получает дополнительный шанс снизить зависимость от Каспийского трубопроводного консорциума (КТК). Что может помешать республике воспользоваться этой возможностью в полной мере?
Почему BP передала управление
Ключевой факт, который стоит зафиксировать сразу - решение не было спонтанным и не связано с выходом BP из проекта. Как пояснили представители британской компании, передача операционных функций стала исполнением контрактных обязательств, закрепленных примерно десять лет назад, а не следствием продажи актива или политического решения.
BP при этом остается одним из крупнейших акционеров BTC Co (консорциума-владельца трубопровода) и намерена сохранять долгосрочное партнерство с SOCAR и другими участниками.
Передача БТД встроена в более широкий процесс. Еще в мае 2026 года операторские права по грузинскому участку нефтепровода Баку-Супса перешли к государственным структурам Грузии и Азербайджана, а с июня SOCAR получила операторство и по азербайджанскому участку Баку-Супса. Таким образом переход БТД к SOCAR был логичным и ожидаемым следующим шагом, а не разовым эпизодом.
Владельцем БТД остается международный консорциум BTC Co, в котором у SOCAR исторически была доля в 25%, а у BP - 30%. После того как в конце 2023 года норвежская Equinor продала свой пакет государственной нефтяной компании Азербайджана, ее доля в консорциуме выросла до почти 33%. Остальные акционеры - турецкая TPAO, итальянская Eni, французская TotalEnergies, венгерская MOL, японские Itochu и Inpex, американская ExxonMobil и индийская ONGC Videsh.
Переходят функции по управлению всей операционной деятельностью трубопровода, а также совместные технические операции, которые ранее BP выполняла одновременно для БТД и для газопровода Южно-Кавказского направления. То есть SOCAR берет на себя повседневную эксплуатацию - диспетчеризацию, техническое обслуживание, безопасность, взаимодействие с грузоотправителями.
Что еще поменяется
С точки зрения физической эксплуатации существенных изменений не предвидится. БТД - зрелая, отработанная система, действующая более двадцати лет. За это время по ней прошло свыше около 630 млн тонн нефти.
Изменение, скорее, институциональное. Азербайджанская сторона получает полный контроль над оперативным управлением стратегическим экспортным маршрутом, что усиливает ее переговорные позиции при обсуждении тарифов, доступа новых поставщиков и приоритетов модернизации. Одновременно это снимает с BP операционную нагрузку и издержки, оставляя компании статус финансового участника проекта.
Для компаний, которые прокачивают нефть по БТД - а это, помимо самой SOCAR, международный консорциум Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ), казахстанские и туркменские экспортеры - смена оператора не меняет коммерческих условий транспортировки, зафиксированных в долгосрочных соглашениях. Однако усиление роли SOCAR как оператора теоретически облегчает диалог для тех грузоотправителей, чьи интересы совпадают с азербайджанскими приоритетами - в первую очередь для казахстанской стороны, которая последние годы активно добивается расширения доступа к трубе. Именно SOCAR, а не BP, теперь будет решать многие технические вопросы, например, допустимые объемы смешивания казахстанской нефти с азербайджанской Azeri Light, что было одним из давних узких мест на пути роста казахстанского транзита.
По трубопроводу сегодня транспортируется нефть с блока месторождений Азери-Чираг-Гюнешли, конденсат месторождения Шахдениз, собственная добыча SOCAR, а также транзитная нефть Казахстана и Туркменистана.
В 2024 году, по данным азербайджанской стороны, через трубопровод прошло около 29,47 млн тонн нефти, что составляет менее половины проектной мощности в 60 млн тонн в год.
По итогам 2025 года объем транспортировки составил 27,2 млн тонн.
За январь-апрель этого года общий объем прокачки достиг 12,2 млн тонн, из которых на Азербайджан пришлось 76% (9,3 млн тонн), а на транзитную нефть Казахстана и Туркменистана - 1,6 млн тонн.
Казахстанский экспорт по БТД
Казахстан начал регулярный транзит по БТД в 2023 году, когда SOCAR приняла первую партию нефти месторождения Тенгиз, доставленную танкером из порта Актау. С тех пор объемы росли, хотя и оставались скромными на фоне общей мощности трубопровода.
- 2022 год - около 250 тыс. тонн.
- 2023 год - 1,392 млн тонн, рост в 5,5 раза к предыдущему году.
- 2024 год - около 1,4 млн тонн.
- 2025 год - 1,2 млн тонн.
На 2026 год Казахстан рассчитывает нарастить объем до 2,2 млн тонн.
Для сравнения - общий экспорт казахстанской нефти превышает 70 млн тонн в год, так что даже 2,2 млн тонн через БТД - это около 3% от общего объема.
В марте 2024 года КазМунайГаз (КМГ) и SOCAR подписали соглашение о поэтапном увеличении транзита казахстанской нефти через территорию Азербайджана. Документ предусматривает рост поставок до 2,2 млн тонн в год. Позже, в январе 2025 года, дочерние структуры двух компаний заключили отдельное соглашение о транзите 240 тыс. тонн нефти в год конкретно с месторождения Кашаган. Первая партия по этому контракту прошла через БТД в конце января 2025 года.
Как строилась система
Идея прямого экспортного маршрута из Баку к средиземноморскому побережью Турции обсуждалась с начала 1990-х годов, а ее главным политическим архитектором принято считать президента Азербайджана Гейдара Алиева. Проект задумывался как маршрут через территорию Армении, и Алиев рассматривал такую конфигурацию в том числе как возможный инструмент для сближения позиций по карабахскому урегулированию. Ереван не пошел на участие в проекте. Тогда Азербайджан при поддержке Турции выбрал обходной маршрут через Грузию.
Символическая церемония начала строительства состоялась в сентябре 2002 года. Технический ввод в эксплуатацию проходил поэтапно - закачка нефти на азербайджанском участке началась в мае 2005 года, а грузинский и турецкий участки заполнялись нефтью в течение следующего года. Первый танкер с нефтью, прошедшей по трубопроводу, был отгружен из Джейхана в 2006 году, а официальная церемония открытия состоялась в июле того года.
Изначальная проектная пропускная способность БТД составляла порядка 50 млн тонн нефти в год, или 1 млн баррелей в сутки. В последующие годы за счет модернизации насосных станций мощность довели до примерно 1,2 млн баррелей в сутки, что соответствует 60 млн тонн в год. При этом фактическая загрузка последние годы держится на уровне 28-30 млн тонн в год.
Проект был технически сложным. Трубопровод длиной 1768 км пришлось прокладывать через территорию трех государств с очень разными природными и политическими условиями.
Горная и сейсмически активная местность на Кавказе и в восточной Турции требовала сложных инженерных решений при пересечении рек и горных хребтов.
Прохождение маршрута через восточные регионы Турции, где на момент строительства сохранялась напряженная обстановка, связанная с курдским вопросом, создавало дополнительные требования к безопасности объекта.
Экологическая чувствительность отдельных участков, в частности близость к курортной зоне минеральных источников Боржоми в Грузии вызывало протесты экологических организаций и требовало пересмотра маршрута.
Юридическая уникальность проекта в том, что межправительственные соглашения закрепляли за консорциумом особый правовой статус, что порождало споры о соотношении этих соглашений с национальным законодательством трех стран и с правами местных жителей при отводе земель.
Строительство БТД обошлось примерно в $3,9 млрд. Финансирование строилось по смешанной схеме - часть средств вносили сами акционеры BTC в виде собственного капитала, а основной объем привлекался в форме заемного финансирования. Совокупный объем кредитных средств, привлеченных на строительство, составил около $2,6 млрд. В синдикат кредиторов вошли международные финансовые институты - Европейский банк реконструкции и развития и Международная финансовая корпорация, а также экспортно-кредитные агентства ряда стран и пул коммерческих банков. Существенную часть кредитов предоставили и сами крупные акционеры проекта.
Роль Тенгиза и Кашагана
Еще на стадии проектирования в конце 1990-х годов международные консультанты и участники проекта прямо указывали, что объемов АЧГ может не хватить для экономической рентабельности БТД, и с самого начала рассматривали казахстанскую нефть - прежде всего с Тенгиза и Кашагана - как естественный дополнительный источник загрузки трубы.
К тому же и в самом казахстанском правительстве в начале 2000-х говорили, примерно, что ни один экспортный проект, ни иранский, ни Баку-Джейхан, не будет жизнеспособным без казахстанской нефти, и позиция Казахстана принципиальна - чем больше маршрутов, тем выгоднее республике, без каких-либо политических предпочтений. То есть еще до начала строительства БТД казахстанские официальные лица публично увязывали экономическую состоятельность проекта с участием Казахстана.
При этом уже тогда Астана демонстративно не хотела «складывать яйца в одну корзину» и параллельно вела переговоры и по КТК, и по Баку-Джейхан, и по китайскому направлению.
В июне 2006 года президенты Казахстана и Азербайджана подписали договор о поддержке и содействии транспортировке казахстанской нефти через Каспийское море и Азербайджан на международные рынки. Этот документ предусматривал создание Казахстанской Каспийской системы транспортировки нефти (ККСТ), закреплял постепенное наращивание объемов поставок с прицелом на пиковый уровень до 37 млн тонн в год, поддерживал транспортировку по всем существующим маршрутам через территорию Азербайджана, но прямо обозначал приоритетным именно трубопровод БТД. При этом отмечалось, что пропускная способность БТД в 50 млн тонн в год (на момент подписания) и, что профицит мощности трубы обеспечивает устойчивый спрос на дополнительную загрузку - то есть Азербайджан был заинтересован в казахстанских объемах не меньше, чем Казахстан в маршруте.
Договор 2006 года был не только политическим, но и предполагал конкретную инфраструктуру, без которой обязательства оставались бы декларацией. В частности, предполагалась прокладка нефтепровода Ескене-Курык пропускной способностью 25 млн тонн в год (от района освоения Кашагана), новый порт и терминал Курык мощностью 10 млн тонн в год на первом этапе, с возможностью расширения под перевалку нефти из трубопровода в танкеры, флот танкеров грузоподъемностью 60 тыс. тонн для транспортировки сырья через Каспий, загрузочный терминал и инфраструктуру сопряжения с самим БТД.
По факту из всего этого списка к 2017 году был реализован только один элемент - в декабре 2016 года введен в эксплуатацию первый пусковой комплекс порта Курык. Нефтепровод Ескене–Курык так и не был построен. В его отсутствие нефть по-прежнему приходится возить танкерами из Актау, а не качать по трубе, что и объясняет, почему казахстанские объемы на БТД до сих пор далеки от заявленных 37 млн тонн.
Реальное участие Казахстана долгие годы оставалось символическим - транзит по БТД начался только в 2013 году в небольших объемах (600 тыс. тонн). В 2014 году они выросли до 2,4 млн тонн, но в июле 2015 года экспорт казахстанской нефти по маршруту прекратился, достигнув 1,1 млн тонн за полгода, якобы, с ростом свободной пропускной способности КТК.
Но даже на пике роста последних лет казахстанская нефть занимает не более 5-6% совокупного объема прокачки БТД, что крайне далеко от обещанной половины трубы.
Когда объемы вырастут
Почему Казахстан не наращивает поставки по БТД быстрее и держится за КТК? У этой ситуации есть несколько взаимосвязанных причин.
Чтобы попасть в БТД, казахстанская нефть должна пройти дополнительное морское плечо - доставку танкерами из Актау в Баку через Каспий, а затем закачку в трубу. Это требует наличия достаточного танкерного флота, портовой инфраструктуры и создает дополнительные издержки по сравнению с перекачкой по трубе КТК прямо с промысла.
КТК изначально строился именно под казахстанскую нефть, напрямую связывает Тенгиз с морским терминалом под Новороссийском и обслуживает свыше 80% казахстанского экспорта. Расширение этой системы уже профинансировано и окупается. Перенаправление сопоставимых объемов на БТД потребовало бы новых масштабных инвестиций в морской транспорт и портовые мощности Каспия.
Существует предельный объем казахстанской нефти, который можно смешивать с азербайджанской маркой Azeri Light без ухудшения ее качественных характеристик, что ограничивает потолок роста казахстанского транзита при текущей конфигурации терминала в Сангачале.
Основные объемы Казахстана давно законтрактованы под маршрут КТК, который приносит стране значительную валютную выручку. Резкая переориентация потоков означала бы разрыв или пересмотр долгосрочных договоренностей с ключевыми недропользователями, прежде всего с оператором Тенгиза.
При этом в последние два года ситуация меняется - участившиеся инциденты на черноморском терминале КТК (в том числе атаки беспилотников на причальные устройства) заставили Казахстан всерьез рассматривать БТД не как символический, а как практический резервный маршрут, и именно этим объясняется устойчивый рост казахстанского транзита в 2023-2026 годах, даже если в абсолютных цифрах он остается скромным.
Передача операторских функций SOCAR сама по себе не изменит объемы казахстанского экспорта уже завтра. Однако она завершает многолетнюю трансформацию, в результате которой все ключевые решения по работе БТД концентрируются в руках Азербайджана. Для Казахстана это означает появление более понятного партнера по развитию маршрута, но не снимает главных ограничений - нехватки транспортной инфраструктуры на Каспии, зависимости от танкерных перевозок и долгосрочных контрактов по КТК. БТД в ближайшие годы не станет заменой российскому направлению, но будет важным элементом диверсификации экспортных маршрутов, и значение которого будет расти по мере увеличения геополитических рисков в Черноморском регионе.