Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

По расчетам экспертов перспектива потребления нефти и нефтепродуктов на

европейском рынке в зависимости от ожидаемых цен на нефть представлена в табл. 1.44.

Таблица 1.44

Прогноз спроса на нефть и нефтепродукты на европейском рынке (млн т) [35]

Годы

Цены на нефть, долл./барр.

35–40 45–55 и выше

2004 г. 771 771

2010 г. 790–800 740–750

2015 г. 820–830 680–690

2020 г. 870–880 650–660

Поскольку основным экспортным рынком для российской нефти является европейский

рынок, а также учитывая организационные закономерности европейского рынка нефти,

способы и направления поставок, для обоснования перспектив российского экспорта можно

разделить европейский рынок на североевропейский, южно-европейский и восточно-

европейский сектора, причем это деление не совпадает с традиционным делением

европейских стран по этим зонам. В северо-европейский сектор входят страны Северо-

Западной Европы; в южно-европейский – наряду со странами Средиземноморья, Балкан

входят также Австрия и южная часть Германии; в состав восточно-европейского сектора

входит кроме стран Восточной Европы также Восточная часть Германии, традиционно

получающая нефть по нефтепроводу «Дружба».

Россия имеет несколько направлений выхода на европейский нефтяной рынок:

северное (Балтийская трубопроводная система БТС и нефтеналивные терминалы на

Балтийском море – Приморск, Высоцк, бухта Батарейная); северозападное (существующий

порт в Архангельске и проектируемый в Индиге); южное (порты Черного моря; центральное

(трубопровод «Дружба»).

Для усиления российских позиций на европейском нефтяном рынке осуществляется

интеграция российской и европейской нефтепроводных систем («Дружба» – «Адрия»,

«Дружба» – Швехат (Австрия), реверсирование нефтепроводов Ингольштадт (Германия) –

Литвинов (Чехия) и Одесса – Броды. Для повышения надежности сбыта нефти и

нефтепродуктов российские компании (в первую очередь, ЛУКОЙЛ) приобретают

нефтеперерабатывающие мощности и сбытовые сети в Европе.

Невзирая на не самые большие по мировым меркам масштабы европейского рынка

нефти и отсутствие сигналов роста спроса на нефть, европейский рынок является по сути

единственным для экспорта российской нефти. В 2004 г. сюда было ввезено из стран бывш.

СССР 42,6% всей импортируемой нефти и нефтепродуктов, в т.ч. 38% из России [6]. Такая

ситуация не может не вызывать беспокойства у государств Европейского Союза, где

основным принципом политики безопасности обеспечения поставок энергии является

диверсификация источников импорта энергоресурсов, в т.ч. нефти. Можно считать, что из-за

низкого роста спроса и высокой конкурентности европейское направление экспорта нефти

будет испытывать ощущение кризиса.

Анализ региональной структуры спроса на нефть говорит о том, что основной прирост

роста спроса происходит на других рынках, а именно на рынках АТР и США, причем если

рынки АТР демонстрируют устойчивый рост спроса, то рынок США в среднесрочной

перспективе будет характеризоваться ростом спроса и сокращением поставок со стороны

собственной нефтедобычи.

В настоящее время России не имеет возможности экспортировать нефть в регион АТР

(не считая поставок нефти в Китай по железной дороге), а также на рынок США. Вряд ли

Россия сможет помешать новым поставкам нефти из региона Каспия.

По мнению директора Института энергетических исследований РАН А.А.Макарова

функция России на мировом рынке нефти заключается в том, чтобы быть организатором и

гарантом евразийского сектора мирового нефтяного рынка.

С целью анализа конкурентоспособности российской нефти на южном направлении

европейского рынка ниже будут рассмотрены пути следования нефти Каспия.

1.5.4. Пути следования нефти Каспия

Каспийский регион – один из старейших нефтедобывающих регионов мира – благодаря

открытию ряда крупных месторождений на суше и, особенно, под дном Каспийского моря

становится третьим (после Ближнего Востока и России) по запасам углеводородного сырья.

Оценки доказанных и разведанных запасов, выполненные различными организациями и

отдельными экспертами, отличаются, прежде всего в части оценки потенциальных запасов.

Разведанные и доказанные запасы нефти в регионе Каспия оцениваются в размере 2,1–4,4

млрд т; оценки потенциальных запасов разнятся гораздо больше, в частности, оценка

компании ЛУКОЙЛ – 16 млрд т, специалистов Минпромэнерго и Минприродных ресурсов

РФ – 20 млрд т; Международной ассоциации кавказских региональных исследований – 22,2

млрд т. Распределение нефтяных запасов Каспия по странам по оценке американского

эксперта представлено в табл. 1.45.

Таблица 1.45

Оценка запасов нефти в Каспийском регионе [36]

Страны

Доказанные запасы, млрд т

Мин. вариант Макс. вариант

Азербайджан 1,0 1,7

Иран* 0,1 0,1

Казахстан 1,2 2,4

Россия* 0,03 0,04

Туркменистан 0,07 0,20

Итого 2,40 4,44

* Запасы в регионе Каспия

Более детальный анализ запасов нефти в регионе Каспия (по наиболее крупным

месторождениям) выполнен в табл. 1.46.

Таблица 1.46

Наиболее крупные проекты разработки нефтяных месторождений регионе Каспия [37]

Проект Страна

Компании – владельцы

лицензии

Запасы,

млрдт

Начало

эксплуатации и

объем добычи,

млнт

Пик добычи,

год, млнт

Тенгиз Казахстан Tengizchevron 0,8–1,2 13,5(2004)

37,5–50,0

(2012)

Кашаган Казахстан

Agip Kazakhstan North

Caspian Co.

1,0–1,2 3,8 (2008) 60,0(2016)

Курмангазы Казахстан Kazmunaigaz 1,0 2009 Нет данных

Азери-Чираг-

Гюнешли

Азербайджан

Azerbaijan International

Operating Co.

0,73 8,2 (2005)

52,5

(2008–2010)

Араз-Алов-Шарг Азербайджан Консорциум компаний 0,9 нет данных нет данных

Хвалынское

месторождение

Россия Caspian Oil & Gas Co. 0,05 нет данных нет данных

Центральное

месторождение

Россия Kazmunaigaz 0,07 2009–2010 нет данных

Чекелен Туркменистан Turkmenneft 0,09 1,0 (2004) нет данных

Небит-Даг Туркменистан Burren Energy

нет

данных

0,9 (2004) нет данных

По оценке эксперта консалтинговой компании Global Insight (США) Эндрю Неффа

объем добычи нефти в Казахстане и Азербайджане в период 2000–2005 гг. и прогноз на

период до 2015 г. представлен в табл. 1.47 [38].

Таблица 1.47

Объем добычи нефти в Казахстане и Азербайджане, млн т

Страна 2000 2001 2002 2003 2004

2005 (оц.)

2006 2007 2010 2015

Прогноз

Казахстан 35,9 40,8 47,0 50,6 59,2 65,0 72,5 79,7 115,0 159,0

Азербайджан 14,4 15,5 15,9 15,5 15,5 20,8 26,5 32,5 65,0 55,0

Возможные объемы добычи нефти в зоне Каспийского моря могут возрасти за

ближайшие 10 лет почти в 3 раза. По оценкам экспертов она может составить в 2010 г. 195

млн т. Внутренние потребности таких нефтедобывающих стран, как Азербайджан,

Казахстан, Туркменистан, а также близкого к ним Узбекистана невелики, а две другие

страны, прилегающие к Каспийскому морю (Россия и Иран) хотя и имеют достаточно

высокий спрос на нефть, особенно Россия, но могут удовлетворять его за счет других

(некаспийских) источников.

Вполне естественным является вопрос: как и по какому маршруту доставить нефть

туда, где в ней имеется большая потребность, а именно, в Европу. Решение и этого, и многих

других вопросов во многом будет зависеть от решения по проблеме статуса Каспия. До

распада СССР эта проблема была решена путем заключения между СССР и Ираном в 1921,

1927 и 1940 годах соответствующих договоров, определивших статус Каспия как

внутреннего моря с правами общего пользования прилегающих стран и установлением

советского и иранского секторов моря.

Согласно этим договорам в Каспийском море должно обеспечиваться свободное

судоходство под флагами прибрежных государств; национальный режим для судов в своих

портах и свободное рыболовство граждан прикаспийских стран по всей акватории за

исключением 10-мильной прибрежной полосы, где промысел по договору 1940 г.

резервировался за судами прибрежного государства, а Каспий рассматривался «как море

советское и иранское», т.е. объект совместного использования прибрежных государств.

Однако в этих договорах не были отражены наиболее важные на данный момент аспекты,

затрагивающие вопросы эксплуатации минеральных ресурсов дна и недр Каспийского моря.

После распада СССР, когда число независимых государств увеличилось за счет

бывших республик Союза Азербайджана, Казахстана и Туркмении, проблема Каспия долго

оставалась нерешенной, неопределенность выделения зон деятельности отдельных стран и

отсутствие правовых отношений делали неясными границы шельфовых месторождений и

сдерживали инвестиционные устремления многих компаний, в т.ч. российских.

После распада СССР прикаспийские страны стали чертить границы на Каспии на свой

лад. Вначале Россия продолжала считать Каспийское море закрытым водоемом, правовой

режим которого регулируют советско-иранские договора. В этом ее поддерживали

Туркменистан и Иран. Казахстан и Азербайджан выступали за раздел дна и недр

Каспийского моря по срединной линии на национальные секторы.

Во многом спор касался проблемы юридического статуса Каспийского моря: является

ли оно замкнутым морем или «международным озером». Если это замкнутое море, то

согласно Конвенции ООН (1982 г.) по морскому праву каждое из прибрежных государств

имеет 12-мильную зону и «исключительную экономическую зону, прилегающую к ее

границе на расстояние 200 миль. Раздел осуществляется по срединной (медианной) линии,

равноудаленной от береговых линий прибрежных государств. По данному разграничению

самые большие сектора получат Казахстан, Туркменистан и Азербайджан.

При определении Каспия как международного озера линии раздела являются

продолжением государственных границ, причем раздел проходит по линиям, соединяющим

центральную точку озера с точками выхода границ прибрежных государств на береговую

линию. По данному разграничению сектора Казахстана, Туркменистана и Азербайджана

становятся гораздо меньше, а сектора России и Ирана увеличиваются.

Неясной оставалась судьба многих открытых шельфовых месторождений. В частности,

на месторождение Кяпаз претендовал Азербайджан. На это же месторождение претендовал

Туркменистан (называя это месторождение Сердар). Аналогичное положение складывалось с

месторождениями Азери (Туркменское название Хазара), Чираг (туркменское название

Осман). Противоречия между Азербайджаном и Ираном касались месторождений Алов,

Шарг, Араз; Казахстана и России – месторождений Курмангазы, Хвалынское.

В процессе переговоров, сущность которых является объектом специального

исследования, не входящего в задачу автора, участники переговорного процесса согласились

с возможностью применения на Каспии принципа раздела дна. Если одной фразой описать

консенсус, к которому пришли участники, его можно выразить так: «Дно делим, вода

общая».

Согласно проекта Конвенции по Каспию устанавливаются три зоны акватория Каспия:

территориальная (15 морских миль), рыболовная и открытое море. Дно между

сопредельными и противолежащими государствами делится на основании метода срединной

линии по договоренности сторон и с учетом общемировых норм международного права.

После принятия Конвенции вопросы принадлежности нефтегазовых участков к зонам

влияния той или иной страны будут решены и многие проекты, уже начатые и вобравшие в

себя многомиллиардные инвестиции, получат законную основу.

Возвращаясь к маршрутам транспортировки каспийской нефти с учетом значительного

возрастания объемов добычи, рассмотрим некоторые альтернативные варианты.

Одним из реальных является вариант транспортировки азербайджанской нефти по

трубопроводу Баку – Новороссийск. Это действующий трубопровод, однако для приема

«большой» азербайджанской, и возможно, казахской нефти его пропускная способность

должна быть увеличена и доведена, как минимум, с 15 до 30 млн т/год, для чего потребуются

инвестиции в размере 1,2 млрд. долл. В настоящее время к трубопроводу Баку –

Новороссийск «подстроен» байпас, позволяющий обойти «горячую точку» – Чечню. В

эксплуатации этого трубопровода прежде всего заинтересована Россия, которая получает

деньги за прокачку нефти по своей территории.

Вторым действующим трубопроводом в этом регионе является нефтепровод Баку –

Супса (близ Поти, Грузия). Пропускная способность этого нефтепровода, по которому в свое

время снабжался Батумский нефтеперерабатывающий завод, невелика. В настоящее время

этот нефтепровод частично находится в неработающем состоянии. Для его модернизации и

доведения пропускной способности до 7,25 млн т/год необходимы инвестиции в размере 600

млн долл. В модернизации этого нефтепровода заинтересованы Азербайджан и, особенно,

Грузия, которая кроме денег за прокачку нефти получит сырье для ныне бездействующего

Батумского НПЗ, собственные нефтепродукты, рабочие места и т.п.

Третьим действующим нефтепроводом является транспортная система под названием

«Каспийский трубопроводный консорциум» (КТК). Этот нефтепровод создан для

транспортировки нефти месторождения Тенгиз по маршруту: Тенгиз – Гурьев (Атырау) –

Калмыкия – Тихорецкая – Новороссийск. Пока пущена первая очередь нефтепровода.

Полное развитие транспортной системы Тенгиз – Новороссийск потребует 4 млрд долл.

(часть инвестиций уже задействована). Мощность нефтепровода при реализации всех

проектных решений – 67,5 млн т/год. В эксплуатации этого нефтепровода заинтересованы

прежде всего компании, участвующие в консорциуме. Поскольку нефтепровод проходит по

территории России, то помимо Казахстана, экспортирующего нефть, в эксплуатации этого

нефтепровода также заинтересована Россия.

Все три действующих нефтетранспортных системы доставляют нефть в порты Черного

моря. Для доставки жидкого топлива в западноевропейские страны и на Балканы танкеры с

нефтью должны пройти через пролив Босфор. Пропускная способность Босфора ограничена.

Кроме того турецкая сторона опасается аварий танкеров в проливе и в Мраморном море, что

грозило бы экологической катастрофой. Турция, заинтересованная в прохождении

нефтепровода по ее территории, поставила ограничение на проход танкеров через Босфор. В

настоящее время из российских портов, расположенных на Черном море (Новороссийск,

Туапсе), а также через Одессу, грузинский порт Супса проходит порядка 50 млн т нефти в

год; к этому могут добавиться объемы нефти, перекачиваемые через КТК, трубопроводы

Баку – Новороссийск и Баку – Супса. Не следует также забывать, что Казахстан может

воспользоваться транспортировкой нефти танкерами по маршруту Атырау – Баку для

увеличения загрузки трубопровода Баку – Новороссийск.

В связи с ограничениями на проход танкеров через Босфор появились проекты

нефтетранспортных систем, обходящих Босфор при доставке нефти в Европу. Главнейшим

из них является проект Баку – Джейхан (турецкий порт на Средиземном море, имеющий

мощный нефтяной терминал). Маршрут нефтепровода: Баку – Тбилиси – Супса – Самсун –

Джейхан. Длина трубопровода 1760 км. Стоимость строительства 3,5 млрд. долл.

Максимальная пропускная способность – 50 млн т/год. Акционерами являются British

Petroleum (34,76%), азербайджанская государственная компания Socar (25%), американская

компания Unocal (8,3%), норвежская государственная компания Statoil (8,71%), турецкая

компания ТРАО (6,87%), итальянский энергетический концерн ENI (5%), французская

компания Total (5%), японская компания Itochy (3,4%) и совместная американо-саудовская

компания Delta Hess (2,96%).

О необходимости строительства этого нефтепровода спорили долго и на принятие

решения повлияли скорее геополитические, нежели экономические соображения.

Геополитические интересы инвесторов заключаются в том, чтобы «большая» нефть Каспия

не пошла на север, т.е. по нефтепроводу Баку – Новороссийск. Интересы Турции понятны:

мало того, что нефтепровод пройдет по их территории и обеспечит серьезные поступления в

бюджет (200–290 млн долл. в год) за прокачку нефти, Турция получит контракты на

строительство и поставку оборудования и материалов, 5 тыс новых рабочих мест. Для

азербайджанской стороны геополитический интерес состоит в дополнительной

демонстрации независимости и уменьшении влияния России; для грузинской стороны

выгода состоит в получении транзитных платежей и ее не останавливают даже протесты

местных экологов, озабоченных вредом, который может нанести нефтепровод для

источников минеральной воды. Проект представляет интерес и для Казахстана, добыча в

котором может обеспечить к 2010 г. полное заполнение трубопровода КТК, а также позволит

отправлять танкеры по маршруту Атырау – Баку для последующей перекачки по

трубопроводу Баку – Джейхан. Интересы США, чьи компании представлены среди

организаторов проекта, заключаются в максимальном ограничении влияния России и

усилении собственного влияния на Кавказе.

Преобладание геополитических интересов оказалось выше, чем опасность неполного

заполнения трубопровода и, следовательно, увеличения сроков окупаемости инвестиций и

снижения рентабельности проекта. Кроме того, возможны технические трудности при

прокладке труб на высоте 2300 м в сейсмоопасных районах, дополнительные затраты на

природоохранные меры в связи с угрозой грузинским источникам минеральных вод и т.п.

Наконец, следует учитывать, что часть трассы проходит через территории Турции, где

проживают курды, отношения между которыми и турецкими властями продолжают

оставаться напряженными. Не исключается также несанкционированный отбор нефти из

трубопровода при прохождении его по территории республик Южного Кавказа. Указанные

обстоятельства требуют беспрецедентных мер безопасности по трассе нефтепровода.

Несмотря ни на какие сложности строительство нефтепровода Баку – Тбилиси –

Джейхан в конце 2005 г. было завершено. Реальная стоимость строительства составила 4

млрд долл., превысив проектную стоимость почти на 0,5 млрд долл. Эксперты считают, что

«перебор» по срокам и стоимости строительства нефтепровода Баку – Тбилиси – Джейхан

(БТД) является не самой большой бедой. Более серьезной считается проблема экономически

оправданного заполнения БТД нефтью [39]. Азербайджанской нефти может не хватить для

заполнения БТД, поскольку следует учесть необходимость обеспечения другого

нефтепровода Баку – Супса, а также возможность транспортировки части нефти по

железнодорожному маршруту Баку – Батуми. Компенсировать этот «недолив» акционеры

БТД надеются за счет казахстанской нефти, поставляемой по нефтепроводу КТК, а также

танкерами из казахстанского порта Актау до терминала Сангачалы близ Баку.

Тариф на прокачку нефти по БТД составляет 24 долл./т для участников проекта и около

30 долл/т для сторонних компаний. Эксперты обращают внимание на необходимость

введения механизма банка качества, поскольку в трубе могут оказаться нефти различных

сортов (легкая и малосернистая нефть сорта Azeri Light и более тяжелая и сернистая сорта

Tengiz [40]. Эксперты не исключают варианта попадания в трубу БТД российской нефти

сортов Sibirian Light и Urals. Высказывалось мнение, что компания ТНК-ВР может

поставлять нефть по нефтепроводу Баку – Новороссийск (в режиме реверса), хотя шансов на

такой вариант практически нет, поскольку Россия заинтересована, чтобы по маршруту Баку –

Новороссийск перекачивалась нефть Азербайджана [41].

Учитывая прохождение трубопровода БТД через «горячие точки», придается огромное

значение безопасности функционирования этого нефтепровода [42]. По этому поводу даже

возник спор – кто должен охранять трубопровод. Американцы предложили создать

специальную группу для охраны трубопровода («Каспийская охрана»), однако страны, по

территории которых проходит трубопровод, взялись делать это сами при помощи конных

патрулей и мобильных групп для охраны самого нефтепровода и стационарных групп для

охраны терминалов, компрессорных станций и других объектов транспортной

инфраструктуры.

Российская сторона, разумеется, активно не заинтересована в сооружении

трубопровода Баку – Джейхан. В качестве возможного альтернативного варианта Россия

участвует в проекте сооружения нефтепровода Бургас – Александруполис, соединяющий

болгарский порт Бургас, где расположен нефтеперерабатывающий завод и нефтехимический

комплекс, приобретенный компанией ЛУКОЙЛ, с греческим городом Александруполис на

берегу Эгейского моря. Мощность нефтепровода – 35 млн т/год (первая фаза – 15 млн т/год).

Длина трубопровода 268 км, стоимость строительства – 688 млн долл. При сооружении этого

нефтепровода сходятся интересы России, Болгарии и Греции. После переговоров 40%

участия принадлежит России, 30% – Греции, 20% – Болгарии и 10% – американской

компании Chevron-Texaco, владеющей нефтяным месторождением Тенгиз в Казахстане.

Проект трубопровода Бургас – Александруполис активно поддерживала компания ЛУКОЙЛ,

однако в какой-то момент она охладела к этому проекту. Тем не менее острота проблемы

проливов Босфор и Дарданеллы снова вернула интерес к этому проекту, как к наиболее

проработанному [43].

В последнее время появилось еще несколько проектов транспортировки нефти Каспия,

а именно, Бургас – Влёра (албанский порт) и Констанца – Омишаль (хорватский порт). В

сооружении этих трубопроводов заинтересованы силы, которым не нравится проект Бургас –

Александруполис, но их интерес имеет опять же геополитический, а не экономический

характер. Учитывая это обстоятельство, можно предположить, что в будущем и эти проекты

будут реализованы.

К числу реализуемых проектов транспортировки каспийской нефти можно отнести

проект строительства нефтепровода Одесса – Броды, который позволит соединить порт на

Черном море с нефтепроводом «Дружба».

Следует отметить, что нефтепровод Одесса – Броды является кратчайшим путем

каспийской нефти к емкому и стабильному рынку в странах Центральной, Восточной и

Северной Европы [44]. Этот проект нефтепровода протяженностью в 674 км, является

логическим продолжением нефтепровода Баку – Супса с пропускной способностью 6 млн

т/год, предназначенного для транспортировки так называемой «ранней» каспийской нефти.

Начальная пропускная способность нефтепровода Одесса – Броды 14,5 млн т/год, но после

расширения может составить 45 млн т/год. Главный вопрос в том, кто может предоставить

такие объемы. Пока нефтепровод работает в реверсивном режиме: по нему компания

отправляет в Одессу порядка 1 млн т нефти, хотя намечала отправлять 6 млн т. По оценке

эксперта из Батуми в Одессу танкерами могут быть отправлены 3,4 млн т нефти, добываемой

на месторождениях Азери-Чираг-Гюнешли.

Имеются также 2,5 млн т нефти, ежегодно прокачиваемые по нефтепроводу Баку –

Новороссийск. Однако в связи с пуском крупнейшего нефтепровода Баку – Тбилиси –

Джейхан эта нефть может быть направлена Азербайджаном именно в эту трубу. Поскольку

добываемой с новых месторождений нефтью в значительной степени распоряжаются

акционеры проекта Азери-Чираг-Гюнешли, затруднительно четко ответить на вопрос: по

какому маршруту пойдет эта нефть. Скорее всего следует возлагать надежду, что в

нефтепровод Одесса – Броды пойдет российская или (и) казахстанская нефть.

Еще одним из проектов можно считать использование танкеров типа «река – море»,

которые, загрузившись нефтью в Новороссийске, отправятся в путь до устья Дуная, а затем

вверх по голубому Дунаю и через водную систему Дунай – Рейн – в Германию.

Сопоставление экономических показателей некоторых из альтернативных проектов

сделано специалистами греческой нефтяной компании Hellenic Petroleum SA. Маршруты

нефтепроводов были ими продолжены до порта Триест (Италия). Результаты расчетов

приводятся в табл. 1.48.

Таблица 1.48

Сравнительный объем расходов на транспортировку углеводородного сырья

Трубопроводы

Расходы на транспортировку нефти,

долл./т

Тенгиз – Новороссийск (Супса) – Триест 32

Тенгиз – Новороссийск (Супса) – Бургас – Александруполис – Триест 38

Тенгиз – Новороссийск (Супса) – Бургас – Влёра – Триест 48

Тенгиз – Новороссийск (Супса) – Самсун – Джейхан – Триест 46

Баку – Супса – Бургас – Александруполис – Триест 28

Баку – Супса – Бургас – Влёра – Триест 38

Баку – Новороссийск – Бургас – Александруполис – Триест 39

Баку – Новороссийск – Бургас – Влёра – Триест 49

Баку – Супса – Самсун – Джейхан – Триест 36

Баку – Джейхан – Триест 46

Иранскими экспертами высказаны соображения о том, что наиболее эффективными

вариантами подачи нефти Каспия в Европу являются пути через Иран, в частности, маршрут

нефти из Казахстана танкерами до порта Нека, расположенного на иранском берегу

Каспийского моря, и далее по трубопроводу Нека – Тегеран – Исфахан.

Экспертами Rusenergy выполнены расчеты по доставке казахстанской нефти в порт

Аугуста на Сицилии – центр торговли нефтью в Южной Европе (табл. 1.49).

Таблица 1.49

Стоимость доставки казахстанской нефти в порт Аугуста (Италия) [40]

Маршрут Стоимость доставки, долл./т

KTK (трубопровод плюс танкер) 36,5–43,7*

Актау – Баку – Батуми (танкер плюс ж/д плюс танкер) 38,7

Актау – Баку – Супса (танкер плюс трубопровод плюс танкер) 22,4

Актау плюс БТД (танкер плюс трубопровод плюс танкер) 42,7

* первая цифра при тарифе на прокачку 30,8 долл./т, вторая – при возможном увеличении тарифа до 38,0

долл./т

Как видно из приведенных данных, наилучшим вариантом транспортировки

казахстанской нефти в Южную Европу является маршрут Актау – Баку – Супса, в котором

присутствуют танкерные перевозки из порта Актау на восточном побережье Каспия до

терминала Сангачалы близ Баку, затем транспортировка нефти по нефтепроводу Баку –

Супса и снова перевозка нефти танкерами до порта Аугуста на о. Сицилия.

1.5.5. Новые российские нефтепроводы

По мнению ряда иностранных экспертов Россия не в состоянии быстро увеличить

количество поставляемой на экспорт нефти. Более того, избыточные мощности по экспорту

нефти были в 2005 г., а к 2010 г. они возрастут до 50 млн т и поставки этой нефти на

внешний рынок смогут осуществляться только в том случае, если «Транснефть» построит

запланированные трубопроводы, в первую очередь в направлении Китая и Японии.

Проект сооружения нефтепровода до северного порта Мурманск, на чем настаивают

российские нефтяные концерны, до сих пор отклоняется правительством РФ, которое

отрицательно относится к перспективе владения частью трубопроводной сети частным

капиталом. Компании же, со своей стороны, планируют открыть новые экспортные пути в

Америку. По их мнению, Россия могла бы в будущем поставлять в США примерно 65 млн т

нефти, покрывая тем самым существенную долю американского импорта жидкого топлива.

Россия может заметно расширить свой экспорт и стать «значительно более крупным

экспортером, чем когда-либо была Саудовская Аравия».

Важное место в деятельности российской государственной трубопроводной компании

«Транснефть» занимает интеграция нефтепровода «Дружба» с транспортной системой

«Адрия». В этом заинтересованы Россия, Украина, Белоруссия, Венгрия, Словакия и

Хорватия. Интеграция выражается в подготовке к эксплуатации глубоководного хорватского

порта Омишаль, реверсировании нефтепровода Сисак-Омишаль и увеличении пропускной

способности «Дружбы».

Ранее уже упоминались проекты трубопроводов Бургас – Александруполис и Одесса –

Броды, ввод которых позволит увеличить поставки нефти в страны Центральной Европы, на

Балканы, в Грецию и Италию.

Другим направлением деятельности «Транснефти» в западном направлении является

дальнейшее развитие Балтийской трубопроводной системы, благодаря которой Россия может

экспортировать нефть с российских терминалов на Балтийском море, уменьшив зависимость

от терминалов в Вентспилсе (Латвия) и Таллине (Эстония). Терминал в Бутинге (Литва)

перешел в свое время под контроль российской компании ЮКОС, однако после упадка этой

компании снова оказался в «чужих» руках.

Однако российский экспорт нефти не может ограничиться только западным

направлением. Значительные запасы нефти, обнаруженные в Иркутской области, южной

части Республики Саха-Якутия и на шельфе о. Сахалин вызвали к жизни несколько проектов.

Рассмотрим их по порядку возникновения. Первыми являются проекты транспортировки

нефти в Китай по маршруту Ангарск – Дацин (северовосточный Китай) и Ангарск – Находка

(с последующей транспортировкой нефти танкерами в Японию, Южную Корею, Китай).

Проект Ангарск – Дацин (протяженность 1680 км, мощность – 30 млн т/год, требуемые

инвестиции – 2,2 млрд. долл.) является наиболее продвинутым: имеется ТЭО,

подтверждающее экономическую эффективность проекта; заключено соглашение о

сотрудничестве между российской компанией ЮКОС, владеющей месторождениями в

Восточной Сибири, и Китайской национальной нефтяной компанией; закупки нефти

гарантированы китайским правительством. Налицо все плюсы этого проекта, но имеется и

минус. Это – наличие единственного потребителя нефти, своеобразный пример монопсонии

(аналогу монополии производителя). Отказ от этого проекта произошел в силу совпадения

двух факторов – дела «ЮКОСа и проблем функционирования газопровода «Голубой поток»,

реализованного по принципу «один продавец – один покупатель».

Проект Ангарск – Находка (протяженность – 4200 км, мощность – 50 млн т, требуемые

инвестиции – 5,2 млрд. долл.), предложенный государственной компанией Транснефть,

имеет много минусов: трасса нефтепровода длиннее, затраты на его строительство

значительно выше, для того, чтобы окупились затраты трубопровод должен иметь большую

производительность и полностью загружен, а такой уверенности в возможности его полной

загрузки нет. Однако у этого варианта есть ряд плюсов: нефтепровод пройдет по территории

российского Дальнего Востока; возможно будет увеличить загрузку действующих

Хабаровского и Комсомольского НПЗ и, возможно, построить новый

нефтеперерабатывающий завод вблизи Находки для производства нефтепродуктов на

экспорт. И, наконец, в сооружении нефтепровода Ангарск – Находка заинтересована Япония,

готовая к значительным инвестициям в разведку и добычу нефти в Восточной Сибири и на

Дальнем Востоке и в финансирование проекта нефтепровода при гарантированных поставках

нефти в Японию. Как уже упоминалось, эта страна в основном обеспечивается жидким

топливом из стран Ближнего Востока, региона с нестабильной ситуацией, и хотела бы

диверсифицировать свой импорт нефти.

В июне 2004 г. ОАО «АК Транснефть» завершила разработку материалов по

обоснованию строительства нефтепроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан».

Были проведены общественные слушания представленных предпроектных материалов и

организована их экспертиза в федеральных экспертных комиссиях [45].

Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» пройдет от г. Тайшет

(Иркутская обл.) до г. Сковородино (Амурская обл., в 70 км от китайской границы) и от него

– до бухты Перевозная вблизи порта Находки (Приморский край). Первоначальная мощность

нефтепровода на первом участке, который будет построен к концу 2008 г., составит 30 млн

т/год. Одновременно будут подготовлены приемно-погрузочные объекты в бухте

Перевозная. Второй этап (Сковородино – бухта Перевозная) предусматривает создание

трубопроводной системы мощностью 50 млн т и обеспечение пропускной способности

участка Тайшет – Сковородино до 80 млн т нефти в год. Заполняемость трубопроводной

системы будет обеспечиваться за счет нефти месторождений Восточной Сибири и Якутии

(порядка 56 млн т) и Западной Сибири (24 млн т). Целиком проект должен выйти на

проектную мощность к 2020 г. [46]. Приблизительная стоимость проекта – 15 млрд долл. в

ценах 2004 г. [45].

Этот проект поистине уникален: длина нефтепровода – 4130 км, диаметр трубы – 1220

мм. Для сравнения уже работающий нефтепровод КТК (Каспийский трубопроводный

консорциум) имеет протяженность 1580 км, а начинающий работать в 2006 г. нефтепровод

Баку – Джейхан – 1762 км. Сравнить нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий океан можно с

трансаляскинским нефтепроводом, построенным в 1977 г. с применением новейших для того

времени технологий.

Реализация этого проекта для России означает широкий выход России на нефтяной

рынок Северо-Восточной Азии (Китай, Япония, Южная Корея), региона, страны которого,

несмотря на известные противоречия, стремятся к созданию единого энергетического рынка

[47]. Пока, несмотря на объявленную правительствами стран СВА политику «ухода от

нефти» (за счет развития атомной энергетики и использования газа для нужд энергетики) и

«ухода из Ближнего Востока» (за счет диверсификации поставок нефти) импорт нефти в

регионе растет и будет расти в регионе высокими темпами.

В этой связи развитие восточного направления российского нефтяного экспорта

позволит решить сразу несколько проблем. Во-первых, геополитических, поскольку укрепит

российские позиции в регионе и привяжет периферийные районы страны к центру. Во-

вторых, позволит изменить структуру экспорта от одностороннего западного потока к

двустороннему экспорту, опирающемуся на «старый» европейский нефтяной рынок и на

новый растущий рынок СВА. Дифференциация экспортных потоков призвана обеспечить

энергетическую безопасность России. Благотворное влияние сможет оказать проект и на

экономику сибирских регионов, т.к. он увязан с комплексной программой социально-

экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Еще одним экспортным потоком станет экспорт нефти Сахалинских месторождений,

разрабатываемых в рамках проектов, осуществляемых по принципу соглашения о разделе

продукции. Рост поставок может начаться в 2008 г. и на первом этапе объем поставок в

страны СВА может составить 25 млн т в год.

Если принять, что западносибирский нефтедобывающий регион останется важнейшим

источником нефти в России, что трубопроводный транспорт на расстояние более 5000 км

вряд ли экономически целесообразен, и что одним из крупнейших мировых нефтяных

рынков является рынок США, то единственным вариантом, позволяющим выйти на этот

рынок является выход западносибирской нефти к берегам Баренцева моря, где имеются

большие глубины и незамерзающее побережье, омываемое водами течения Гольфстрим.

Здесь могут быть использованы крупномасштабные танкеры, транспортировка нефти

которыми приводит к уменьшению удельных транспортных затрат.

В последнее время ряд крупнейших российских компаний предложили построить

нефтепровод до Мурманского порта. Возможные маршруты трубопровода: Ярославль –

Мурманск – протяженность 1500 км, мощность 50 млн т/год, требуемые инвестиции 3,4 млрд

долл.; Сургут – Уса – Мурманск (через Белое море) – протяженность 2475 км, мощность 50

млн т/год, требуемые инвестиции 3 млрд долл.; Сургут – Уса – Ухта – Мурманск –

протяженность 3350 км, мощность 50 млн т/год, требуемые инвестиции 4,5 млрд долл.

Нефтепровод мог бы использоваться для транспортировки нефти Западной Сибири и

Русского Севера на экспорт в США. Этот трубопровод позволил бы также повысить

эффективность поставок нефти в Европу за счет отсутствия выплат за транзит через чужую

территорию. Однако предложение о строительстве частного нефтепровода вызвало

отрицательную реакцию в Правительстве России, хотя этот проект обеспечил бы перекачку

нефти с перевалкой в Мурманском порту на большегрузные танкеры грузоподъемностью 300

тыс т. Сооружение подобного нефтепровода дало бы возможность крупнейшим российским

компаниям влиять на мировой рынок нефти. Однако решение вопроса требует детального

анализа широкого круга проблем: общеэкономических (какой путь развития принимать

России на перспективу), геостратегических и технико-экономических.

Кроме этого проекта предложено еще несколько экспортных маршрутов для нефти

Западной Сибири и Русского Севера. В частности, предложены новые пункты размещения

экспортных терминалов, из которых наиболее привлекательны Индига и мыс Святой нос на

территории Ненецкого автономного округа. Основная идея размещения терминалов именно

здесь – избежание необходимости обходить Белое море или прокладывать нефтепровод по

его дну. Базовым вариантом проекта считается маршрут Сургут – Индига (протяженность

1700 км, инвестиции – 5,8 млрд долл.). Этот проект, существующий пока в виде идеи,

отличается тем, что для вывоза нефти (из-за достаточно сложной ледовой обстановки)

потребуются ледоколы, что может усложнить экспортную схему. Тем не менее

рентабельность проекта при использовании супертанкеров (дедвейтом 300–500 тыс.т) при

поставке нефти в США может быть обеспечена.

1.6. Цены на нефть

1.6.1. Цены на нефть как фактор мирового хозяйства

Все страны в той или иной мере являются потребителями нефти и нефтепродуктов. В

«нефтяной клуб», т.е. сообщество стран, добывающих нефть, входят уже свыше 80 стран.

Как производителей, так и потребителей чрезвычайно волнуют цены на нефть: для

производителей – это мощная статья дохода в бюджет, для потребителей – соответственно,

расхода.

Нефтедобывающие страны по показателю доли выручки от продажи нефти в составе

ВВП можно разделить на четыре группы: высокая доля (43–49%) – Саудовская Аравия,

Кувейт, Катар, Нигерия; средняя (17–27%) – Норвегия, Алжир, Венесуэла, Иран; небольшая

(до 10%) – Мексика, Индонезия, Малайзия, Китай; малая – США (0,5%), Великобритания

(1,5%), Австралия (1,5%), Канада (3,4%). Безусловно, наибольшее значение доходы от нефти

имеет в странах ОПЕК (доходят до 60% всех доходов от экспорта).

В России доля выручки от продажи нефти на внутреннем рынке и на экспорт

составляет 25% всех налоговых поступлений, а доля доходов от экспорта нефти в суммарных

экспортных доходах страны превысила 50%.

Как для добывающей страны, для России доходы от экспорта нефти, следовательно, от

уровня мировых цен являются важным составным элементом бюджетной политики. Высокий

уровень мировых цен в 2000–2005 гг. позволил России создать стабилизационный фонд,

который складывается из разницы реальных цен на нефть и цен, заложенных в бюджет.