УКРАИНСКАЯ ЧАСТЬ ЕВРАЗИЙСКОГО НЕФТЕТРАНСПОРТНОГО КОРИДОРА: ВЧЕРА, СЕГОДНЯ, ЗАВТРА…?

Давид ПРЕЙГЕР
Ирина МАЛЯРЧУК
ВЯЧЕСЛАВ ДУТЧАК


Давид Прейгер, доктор экономических наук, заведующий отделом проблем развития транспортных коммуникаций Национального института проблем международной безопасности (Украина)

Ирина Малярчук, кандидат экономических наук, государственный эксперт отдела проблем развития транспортных коммуникаций Национального института проблем международной безопасности (Украина)

Вячеслав Дутчак, кандидат технических наук, главный консультант отдела проблем развития транспортных коммуникаций Национального института проблем международной безопасности (Украина)


Процессы глобализации связаны с постепенной, но неминуемой интеграцией экономик разных стран, с формированием единого экономического пространства, основанного на общих интересах и действующих по согласованным правилам, исходящим из объективных закономерностей развития. Вместе с тем, учитывая различный уровень экономик европейских государств, существенное отставание Украины по основным параметрам (ВВП и доход на душу населения, структура промышленного и сельскохозяйственного производства, энерго- и экологоемкость продукции, производительность труда), процесс интеграции для Украины может оказаться достаточно растянутым во времени, в течение которого необходимо сделать все возможное для постепенного сближения социально-экономического уровня "старых" и "новых" членов интеграционного процесса (а также претендентов на участие в нем) с использованием имеющихся у каждого из них преимуществ.

На Украине есть весомые аргументы для равноправного вхождения в международное, прежде всего в европейское, экономическое пространство. К ним в первую очередь относится ее мощный транзитный трубопроводный потенциал, в последние годы используемый далеко не полностью. Например, газотранспортная система страны имеет мощность на входе до 290 млрд куб. м, на выходе — до 170 млрд куб. м, а прокачивается по ней на экспорт чуть больше 120 млрд куб. м (в недалеком прошлом — более 140 млрд куб. м, пока исключительно российского газа). Нефтетранспортная система (протяженность на начало 2002 г. — 3 894 км с 37 нефтеперекачивающими станциями), располагая мощностью на входе до 100 млн т нефти в год, на выходе — до 66 млн т, в среднем за последние годы прокачивала на экспорт лишь по 53—55 млн т. Причем последний показатель может еще уменьшиться в связи с введением Россией перемычки Суходольная — Родионовская, элементов Балтийской трубопроводной системы, нефтепровода Тенгиз — Новороссийск Каспийского трубопроводного консорциума.

В этих условиях особую актуальность приобретает проблема наиболее полного использования уже функционирующих транспортных мощностей, а еще большую — готовых к вводу дополнительных, связанных с проектом украинской части Евразийского нефтетранспортного коридора (ЕАНТК). При этом следует отметить, что в данный момент, когда "труба" и нефтетерминал практически готовы к работе, решение вопроса об их загрузке как бы отодвигается куда-то в неизвестность, тогда как раньше казалось, что все сводится к завершению их строительства. Но обо всем по порядку.

Украинская часть ЕАНТК включает маршрут возможной доставки нефти из Каспийского региона в европейские страны с использованием территории нашей республики. Основными существующими объектами выступают морской нефтеперевалочный комплекс (МНПК) "Южный" в районе Одессы и нефтепровод Южный — Западная Украина (Одесса — Броды). Конечный пункт — действующая главная насосная перекачивающая станция Броды на трассе Броды — Ужгород, входящей в систему магистральных нефтепроводов "Дружба".

Первоначальная цель строительства морского нефтетерминала под Одессой и трубопровода Одесса — Броды — создание технических возможностей для поставок нефти из третьих стран и ее подачи по объединенной системе магистральных нефтетрасс на все нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) Украины, находившиеся в то время в полной государственной собственности. К тому времени (1992—1993 гг.) Украина стала политически независимым государством и активно приступила к формированию экономической самостоятельности. В число первоочередных проблем на этом направлении входила и диверсификация источников поступления энергоносителей, основная часть потребления которых покрывалась поставками из России и Казахстана, причем существенное их количество рассматривалось как плата за транзит по территории нашей страны. Ожидалось, что нефть на терминал будут доставлять танкерами в основном из государств Ближнего и Среднего Востока, где сосредоточено 70% ее мировых запасов, в том числе по нефтепроводу Джейхан — Самсун, который должны были построить в Турции. Проектная мощность первой очереди терминала планировалась на уровне 12 млн т в год, что составляло примерно суммарную мощность ближайших к терминалу Одесского (около 3,6 млн т) и Херсонского (8,7 млн т) НПЗ.

К сооружению объектов нового нефтетранспортного коридора предполагалось привлечь иностранные инвестиции. С этой целью постановлением правительства Украины от 23 ноября 1992 года (№ 764) создали специальную экспертную комиссию для оценки предложений, которые ожидалось получить от зарубежных фирм. Другим постановлением (26 марта 1993 г., № 482) к экспертной оценке подключали Госкомнефтегаз, Минэкономики и Минфин республики. Но по каким-то причинам это решение правительства отменили постановлением, принятым 23 июля 1993 года (№ 568). Окончательное же решение о строительстве МНПК правительство утвердило в феврале 1993 года, а разгрузка первого танкера с нефтью намечалась на 1994 год. Но быстро сказка сказывается, а дело продвигалось медленно. В конце 1993-го, то есть до официального утверждения проекта, Госкомнефтегазу разрешили начать его финансирование по рабочим чертежам. Однако в мае 1994 года работы остановили на основании решения Одесской облгосадминистрации. Лишь в марте 1995 года Кабинет министров Украины утвердил проект первой очереди МНПК. Затем на терминале началась реальная работа.

Возникли проблемы и в организации строительства нефтепровода Одесса — Броды. Фактически его прокладка началась 1 октября 1996 года, то есть через три с лишним года после решения о целесообразности этой стройки. "Золотой стык" сварен 19 августа 2001 года, первая очередь терминала "Южный" была готова к вводу в эксплуатацию 19 декабря того же года.

Идея создания украинского участка Евроазиатского нефтетранспортного коридора — от ее рождения до завершения строительства — претерпела существенные метаморфозы. При этом и в органах законодательной власти, и в средствах массовой информации сама идея строительства неоднократно подвергалась сомнению. Особый упор критики проекта делали на то, что он финансировался исключительно за счет государственных средств, которые направлялись через Государственную акционерную компанию "Магистральные нефтепроводы "Дружба", в том числе как часть отчислений от оплаты за транзит российской нефти. Заинтересованные в проекте лица, которых поддерживал даже премьер-министр, отвергали идею создания международного консорциума, на чем в свое время настаивал президент Украины, и говорили о высокой экономической эффективности будущего комплекса. Здесь же добавим, что своевременно не выполнены поручения по отработке и реализации межгосударственного соглашения о продолжении нефтепровода Одесса — Броды до польской магистрали Плоцк — Гданьск.

В качестве обоснования априори (то есть без наличия межгосударственных соглашений, или хотя бы договоров с нефтедобывающими компаниями на Каспии, или трейдерами) учитывали нефть прикаспийских государств, которая, по мнению защитников проекта, должна поступать по ЕАНТК на побережье Черного моря прежде всего по трубопроводу Баку — Супса, а также казахстанскую нефть, доставляемую на Одесский НПЗ по железной дороге. Можно предположить, что определенные надежды связывали и с магистралью Тенгиз — Новороссийск-ІІ. Идея строительства турецкого нефтепровода Джейхан — Самсун также осталась нереализованной. Между тем сегодня, когда нефтяной терминал в порту Южный и соединительный нефтепровод Одесса — Броды построены, нефтеперерабатывающие заводы Украины уже на 70% (по проектной мощности) приватизированы без каких-либо обязательств со стороны новых собственников (России и Казахстана) поставлять на них нефть с использованием украинской части Евроазиатского нефтетранспортного коридора. В этой связи имеет смысл несколько подробнее рассмотреть ситуацию с каспийской нефтью и маршрутами ее экспорта в Европу в целом.

Нефть, как известно, основной энергоноситель. Ее удельный вес в потреблении первичных энергоресурсов составляет в Европе 42%. При этом Европа остается одним из крупнейших потребителей нефти — 26% ее общемирового импорта. Ежегодное потребление нефти европейскими государствами (без учета стран СНГ и Балтии) составляет 760 млн т, из которых 30% (230 млн т) покрывается за счет собственной добычи (в основном в Северном море) и 70% (530 млн т) — импортируется. Она поступает с Ближнего Востока — 38% (200 млн т в год); из России, Казахстана, Азербайджана — 28% (147 млн т); из стран Африки — 24% (130 млн т); а также из других регионов — 10% (53 млн т в год).

Преобладающая часть евроазиатского импорта поступает из России. Потоки ее западносибирских месторождений ныне заполняют около четверти рынка Западной Европы. Однако они имеют тенденцию к истощению, а новые нефтедобывающие участки все больше смещаются в другие регионы (Тимано — Печора, Восточная Сибирь, север Западной Сибири, Каспий, Сахалин). Отдаленность от Европы, отсутствие развитой транспортной инфраструктуры в новых регионах добычи делают маловероятным в ближайшей перспективе полноценное и своевременное замещение западносибирской нефти российской же нефтью других территорий.

Северное море, обеспечивающее около 10% спроса европейских нефтеперерабатывающих заводов, также постепенно перестает быть надежным источником сырья: хотя сейчас на его месторождениях пик добычи, в перспективе можно ожидать ее существенного сокращения. Учитывая, что потребление собственной нефти в европейских странах будет уменьшаться, вопрос о надежном обеспечении углеводродами становится для них все более острым.

Один из вариантов решения этой проблемы — поставки иракской нефти. Однако это станет возможным лишь после снятия санкций с Ирака, экспортный потенциал которого составляет 120 млн т в год. Следует отметить, что качество иракской нефти во многом соответствует лишь российской экспортной смеси "Юралс" и не может полноценно заменить малосернистую североморскую нефть сорта "Брент". В этой ситуации определенные шансы на заполнение европейского рынка получает нефть Каспийского региона. Это подтверждается и ее технико-экономическими характеристиками: российская нефть — более сернистая (содержание серы — 1,8%) и тяжелая (удельный вес — 0,87 т/куб. м), содержание же светлых продуктов в нефти Тенгизского месторождения (Казахстанская часть Каспийского региона) значительно выше (серы — 0,5%, удельный вес — 0,78 т/куб. м); разница в цене российской нефти "Юралс" и каспийской нефти "Тенгиз" в декабре 1997 года, когда она впервые появилась на рынке Средиземноморья, составляла 20 долл. за одну тонну, а к середине 2001 года — уже 35 долл. за одну тонну в пользу каспийской нефти; разница в цене нефти "Юралс" и сорта "Азери лайт" (преимущественно из Азербайджанской части Каспия) с июня 1999-го, когда этот сорт вошел в котировки, по июль 2001 года возросла с 8,9 долл. до 19,9 долл. за тонну, то есть в 2,2 раза. И дополнительные затраты на закупки каспийской нефти полностью компенсируются ее более высоким качеством.

В этой ситуации особое значение приобретают два вопроса: реальные возможности прикаспийских государств обеспечить нефтью европейских потребителей и маршруты ее доставки. Добыча и транспортировка углеводородов региона уже вышли за пределы чисто геологических, даже экономических проблем, и приобрели статус важного фактора международной политики. Богатство Каспия и близлежащих территорий стало козырной картой в игре не только прикаспийских государств. Поэтому все большую актуальность приобретают реальные оценки запасов нефтяных ресурсов региона.

По данным авторитетного американского издания "Oil & Gas Journal", суммарные запасы углеводородов Каспия составляют (по данным на 2000 г.) 76 млрд баррелей нефтяного эквивалента, или приблизительно 10 млрд т (в мире принято, что в среднем 1,1 тыс. куб. м газа эквивалентны 1 т нефти)1. По оценкам западных экспертов, в 2000 году в регионе добыто 66 млн т нефти с конденсатом. В 2020 году можно ожидать увеличения этих показателей почти до 200 млн т, то есть втрое (о перспективах ее добычи в Прикаспии, без России и Ирана, см. табл. 1).

Таблица 1

Состояние и перспективы добычи нефти в Каспийском регионе, по данным западных экспертных агентств (млн т)

Страна 1995 2000 2005 2010 2015 2020
Азербайджан 9,3 14,5 26,5 64,3 66,0 54,7
Казахстан 20,5 35,5 69,5 84,2 109,3 126,6
Туркменистан 4,9 7,0 12,0 15,3 15,2 12,5
Узбекистан 8,4 8,6 8,0 5,9 5,4 4,9
Итого 43,1 65,6 116,0 169,7 195,9 198,7

Источник: Нефть России, 2001, №. 7. С. 35.

Главная нефтедобывающая страна региона — Казахстан, где в последние годы проведены масштабные и довольно успешные поисково-разведочные работы. На территории этой республики открыто 208 месторождений углеводородов промышленных категорий, из которых 98 — нефтяные и 67 — нефтегазовые. Нефть размещена неравномерно — 98% разрабатываемых месторождений (все имеют запасы более чем по 100 млн т) сосредоточены в четырех западных областях Прикаспийской впадины. На сегодня подтвержденные извлекаемые запасы Казахстана (без учета шельфа Каспийского моря) составляют около 2,8 млрд т нефти, утвержденные — 2,2 млрд т. Прогнозные запасы, по различным оценкам, колеблются от 8 до 22 млрд т, однако большинство экспертов склоняются к 12 млрд т. Предварительная оценка запасов только на казахстанском шельфе моря составляет от 4 до 9,5 млрд т. Прогнозные извлекаемые ресурсы оцениваются в 6,3 млрд т (без шельфовых месторождений), 70% из них сосредоточены в Западном Казахстане на глубине 5 тыс. м и более.

По прогнозам, за 20 лет добыча нефти в этой стране возрастет почти в 3,5 раза (с 35,5 млн т в 2000 г. до примерно 126,6 млн т в 2020-м) , а ее удельный вес в регионе повысится с 58 до 63%. Как считают специалисты, основный прирост будет обеспечен за счет двух месторождений юго-восточной части Прикаспийского нефтегазоносного бассейна — Тенгизского на суше и Кашагана — в северной акватории моря. Значительны перспективы и бассейна на северо-востоке республики, в Южно-Тургайском прогибе, где открыто крупное месторождение Кумколь.

Азербайджан — вторая (после Казахстана) нефтедобывающая прикаспийская страна. В этой республике прогнозируется увеличение добычи с 14,5 млн т в 2000 году до 54,7 млн т в 2020-м, а увеличение ее удельного веса в регионе (с 22% до 27%), как предполагается, произойдет преимущественно за счет месторождения Азери — Чираг — Гюнешли. Следует отметить, что в 1994 году предварительно запасы на месторождениях Азери, Чираг и глубоководной части месторождения Гюнешли (проект А-Ч-Г), оценивались в 511 млн т. Сейчас официально называют 620 млн т извлекаемых запасов (неофициально — 840 млн т). Максимальная мощность Чирага-1 оценивается в 5,8 млн т в год, добывается около 5,5 млн т. Проектные запасы месторождения Азери составляют 193 млн т. В 2005 году планируется добывать около 5 млн т, а на максимальном уровне (18,7 млн т в год) — с 2008 года. На втором этапе реализации проекта А-Ч-Г планируется получать по 40 млн т нефти в год; на третьем (освоение глубоководного Гюнешли, конец 2008 года) — 50 млн т в год. Однако, по оценкам специалистов, к 2024 году практически вся нефть по проекту А-Ч-Г уже будет изъята из недр.

Удельный вес Туркменистана и Узбекистана в добыче нефти региона, по расчетам, составит соответственно 6 и 3%. Однако эту оценку вряд ли можно считать окончательной. Еще недостаточно изучен туркменский сектор акватории Южного Каспия. В Западном Узбекистане недавно выявлено конденсатно-газонефтяное месторождение Кокдумалак с суммарными извлекаемыми запасами свыше 200 млн т нефтяного эквивалента, из них более 50% — нефть и конденсат. Таким образом, если не принимать во внимание запасы России в этом регионе (извлекаемая ею нефть вряд ли попадет в украинскую часть нефтепровода ЕАНТК) и Ирана (пока не решен вопрос о статусе моря и о методике определения доли каждого прикаспийского государства, а также о возможных маршрутах поставок — с учетом мощного, если не сказать избыточного, танкерного флота на Каспии), то экспортный потенциал остальных стран региона с учетом внутреннего потребления и продажи в соседние страны оценивается данными, приведенными в таблице 2.

Таблица 2

Экспортные ресурсы стран прикаспийского региона* (млн т)

Страна 2000 2005 2010
Азербайджан 4,54 38,40 74,95
Армения –3,50 –3,80 –4,00
Грузия –4,10 –4,50 –5,00
Казахстан 29,53 56,22 76,02
Кыргызстан –2,60 –2,80 –2,90
Таджикистан –2,40 –3,50 –4,30
Туркменистан 5,36 23,09 28,76
Узбекистан 5,35 7,73 0,71
Итого 32,18 110,84 164,24

* Без России и Ирана.

Данные аналитической группы "Энергетические ресурсы", США.

Источник: Нефтегазовая вертикаль, 2001, № 11. С. 110.

Следовательно, уже через несколько лет из региона нужно будет вывозить более 100 млн т нефти, а к 2010 году — свыше 160 млн т. Весь вопрос в том, по каким маршрутам ее экспортировать и будет ли в этом задействована украинская часть ЕАНТК. Рассматривая всю эту магистраль в целом, следует выделить два ее звена: от прикаспийских месторождений к побережью Черного моря и от кавказского побережья этого моря в Европу.

Первую часть проблемы (без учета российской и иранской, а также части казахстанской нефти, транспортируемой через Россию по нефтепроводу Атырау — Самара) можно считать решенной. Мощности прежних и построенных в последние годы магистралей соответствуют потребностям: пропускная способность трассы Баку — Супса составляет 6 млн т (с возможным увеличением до 15 млн т в год), Баку — Новороссийск-I — до 15 млн т; Тенгиз — Новороссийск-ІІ (первая очередь) — 28 млн т с дальнейшим возможным наращиванием до 67 млн т в год (вторая очередь).

На кавказском побережье Черного моря (территории Грузии и России) есть и необходимые мощности для перевалки нефти в танкеры. Мощности по ее перевалке в Грузии сосредоточены в Батуми и Поти. Пропускная способность стационарных и одного рейдового причалов батумского порта — 7—8 млн т в год (практически все причалы, кроме одного, требуют модернизации, капитального ремонта или реконструкции). Беспричальный налив позволяет обслуживать суда грузоподъемностью до 80 тыс. т. В районе Поти (поселок Супса) введен нефтяной терминал мощностью 7,5 млн т в год для перегрузки ранней каспийской (азербайджанской) нефти. Причал одноточечный, плавучий, обеспечивает прием танкеров дедвейтом до 200 тыс. т.

Два нефтеперевалочных комплекса на Черном море есть у России: в Новороссийске пропускной способностью 36 млн т и в Туапсе — 14 млн т в год. В новороссийской нефтегавани Шесхарис действует рейдовый стационарный причал для приема танкеров дедвейтом до 250 тыс. т. В начале 2001 года в этой гавани построен дополнительный глубоководный стационарный причал мощностью 15 млн т в год и рейдовый плавучий причал в Южной Озереевке, на терминале которого задействованы два резервуара по 100 тыс. т каждый (в перспективе их количество планируется довести до десяти) и можно обслуживать танкеры дедвейтом от 75 до 350 тыс. т. В Туапсе предусматривается строительство рейдового причала мощностью 7—8 млн т в год для приема танкеров дедвейтом до 100 тыс. т.

Более сложный, а лучше сказать, многовариантный вопрос — доставка нефти с кавказского побережья Черного моря в Европу. Выход в Средиземное море лимитируют проливы Босфор и Дарданеллы. Уже сегодня экспорт нефти через проливы составляет около 75 млн т в год, дополнительно, по оценкам экспертов, можно пропустить не более 10—15 млн т. И хотя этот маршрут имеет существенные преимущества (нефть перевозят танкерами, что позволяет сохранить ее качество), пропускная способность проливов, с учетом перспектив добычи и поставки нефти на побережье Черного моря, явно недостаточна. Кроме того, существенно ожесточаются экологические требования к перевозчикам нефти со стороны Турции, которая имеет свои, далеко идущие планы развития собственной трубопроводной системы для перекачки каспийской нефти в Европу наземным путем.

В качества альтернативы проливам пока действуют два варианта экспорта каспийской нефти. Первый: по нефтепроводу Атырау — Самара казахстанскую нефть перекачивают в Европу по территории России, Украины, Беларуси в системе нефтепроводов "Дружба" (в составе российской смеси "Юралс"). Квоту на прокачку казахстанской нефти по этому маршруту ежегодно устанавливает Россия. В 2001 году квота достигла своей наибольшей величины и составила 11 млн т. Однако и такой щедрости России (она, безусловно, связана с вводом в действие нефтепровода Тенгиз — Новороссийск и согласием Казахстана пользоваться Балтийской трубопроводной системой) уже недостаточно. По оценкам экспертов, сегодня казахстанские нефтяные компании могут поставлять на мировые рынки 18—23 млн т нефти в год. Добыча лишь тенгизской нефти достигает 10—12 млн т в год и в дальнейшем будет увеличиваться. Таким образом, первый вариант решает проблему не полностью.

Второй маршрут более сложный. Для обеспечения сохранности качества каспийской, опять-таки казахстанской нефти и выигрыша в цене (как отмечалось, тонна нефти "Тенгиз" дороже российской "Юралс" на 35 долл.) необходимо использовать трубопровод Тенгиз — Актау (Каспийское море), далее — от Актау до Дюбенды (около Баку) доставлять танкерами, потом по нефтепроводу Дюбенды — Али — Байрамлы, а уже затем — по железной дороге до Батуми с последующей перевалкой на паром. В целом же по производительности этот маршрут тоже не может обеспечить необходимые объемы экспорта.

Учитывая, что полноценной альтернативы черноморским проливам пока не существует, сразу несколько стран взялись за разработку проектов по их разгрузке. Турция предлагает построить трубопровод Баку — Тбилиси — Джейхан; Румыния — трассу Констанца — Триест; Болгария — нефтемагистрали Бургас — Александруполис и Бургас — Влёра (Албания).

Строительство нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан активно поддерживают США. Технико-экономическое обоснование проекта подготовлено в августе 1998 года. Стоимость строительства первоначально оценена в 2,4 млрд долл., проектная мощность — 50 млн т в год; общая длина — 1 730 км, из них по территории Турции — 1 037 км. Заинтересованность в проекте проявляет и Казахстан: в марте 2001 года он, учитывая, что до 2020 года республика может увеличить общий экспорт нефти до 80 млн т, а существующих мощностей, включая КТК, даже с учетом предполагаемой реконструкции трубопроводов, может не хватить, подписал соглашение об участии в проекте. Одно из бесспорных его достоинств — в турецком порту Джейхан (Средиземное море) есть мощный терминал пропускной способностью 100 млн т в год, построенный в 1977 году для перевалки иракской нефти. Терминал включает четыре стационарных рейдовых причала, расположенных на расстоянии одного км от берега и рассчитанных на прием танкеров дедвейтом до 300 тыс. т. На международной конференции по нефти и газу (Стамбул, 2002 г.) объявлено, что к строительству трассы должны приступить 19 июля 2002 года, а в 2005-м — ввести ее в действие.

К альтернативам этого проекта относится нефтепровод Бургас (Болгария) — Александруполис (Греция) длиной 300 км и пропускной способностью 28 млн т в год. Наряду с Грецией и Болгарией, заинтересованность в проекте демонстрирует Россия.

Магистраль Констанца (Румыния) — Триест (Италия) длиной 1 400 км, мощностью 30 млн т в год имеет ряд преимуществ, связанных, прежде всего, с наличием в порту Констанца мощного глубоководного терминала. Участником строительства, вероятно, может стать и Россия, поскольку она владеет румынскими мощностями по переработке нефти. Кроме того, Москва может принять участие и в сооружении нефтепровода Бургас — Влёра длиной 900 км и мощностью 35 млн т в год.

В складывающейся ситуации Украина предлагает свой вариант экспорта каспийской нефти в обход черноморских проливов: по нефтепроводу от Одессы до города Броды и далее в Гданьск (Польша). Определенное преимущество этого маршрута — его украинский участок фактически построен и готов к эксплуатации. В начале апреля на причал терминала "Южный" прибыл первый танкер с технологической нефтью для испытания трубопровода и системы в целом. Дело за "малым" — найти желающих пользоваться этой системой и продолжить ее до Гданьска.

Следует еще раз отметить преимущества украинского маршрута: практическая готовность к эксплуатации, возможность экспорта каспийской нефти на европейский рынок с сохранением ее качества; обеспечение поставок на нефтеперерабатывающие заводы Центральной и Восточной Европы без значительных капиталовложений в развитие системы на втором этапе реализации проекта; условия (в перспективе) транспортировать нефть по ЕАНТК к глубоководному порту Омишаль (Хорватия).

В расчет принимается и то, что южная часть нефтепроводной системы "Дружба" через Броды проходит в Словакию и Венгрию. Из этих двух стран проложены нефтепроводы в Чехию, ФРГ и Хорватию, а при строительстве участка Братислава — Швехат протяженностью около 50 км появляется возможность поставок на НПЗ Австрии. Таким образом, теоретически нефтепровод Одесса — Броды позволяет обеспечить экспорт каспийской нефти из портов Черного моря практически для всего рынка Центральной Европы.

Вместе с тем и после завершения строительства МНПК "Южный" с соответствующей нефтепроводной системой вопрос об использования украинского участка ЕАНТК остается нерешенным. Несмотря на то что первые заявки от потенциальных пользователей — словацкой компании "Транспетрол" и фирмы "Нефтехимик Прикарпатья" — на прокачку суммарно 2,8 млн т нефти год поступили летом 2001 года, реальных договоренностей о наполнении трубопровода еще нет.

В ходе визита премьер-министра Украины А. Кинаха в Соединенные штаты Америки (октябрь 2001 г.) было подписано соглашение о выделении Агентством торговли и развития США открытому акционерному обществу "Укртранснефть" гранта на 125 тыс. долл. для подготовки ТЭО на создание международного консорциума по эксплуатации украинской части ЕАНТК. За счет этих средств предусматривается определить экономическую целесообразность поставок каспийской нефти в Западную Европу по нефтепроводу Одесса — Броды. Эти исследования ведет компания "Халлибертон" (США). Разработку ТЭО строительства участка Броды — Плоцк — Гданьск (по предварительным расчетами, стоимость строительства польского отрезка протяженностью 500 км составит около 500 млн долл.) фирма "Голден гейт" (Польша) предполагает начать после оглашения результатов исследования. Очевидно, работы начнутся лишь при положительных результатах экспертизы.

Несмотря на определенные оптимистические прогнозы властных структур Украины относительно нефтепровода Одесса — Броды, определенную настороженность вызывают следующие обстоятельства: оглашение выводов компании "Халлибертон", предварительно назначенное на январь 2002 года, перенесено на март, а затем и на более поздние сроки; до сих пор нет заключенных договоров даже на наполнение системы технологической нефтью; по заявлениям руководства Азербайджана, до 2005 года республика не будет иметь возможности транспортировать свою нефть по этой магистрали. О вероятности недогрузки нефтепровода в ближайшей перспективе может свидетельствовать и следующее.

Во-первых, излишки возможной добычи ближневосточной нефти составляют около 500 млн т в год, что превышает все прогнозные оценки добычи каспийской нефти. Рынок Европы распределен: на нем прочные позиции, как указывалось выше, занимают страны Ближнего Востока и Россия. Если будут сняты санкции с Ирака, дешевая иракская нефть сможет составить серьезную конкуренцию как российской, так и каспийской. В такой ситуации запасы Прикаспия не будут определяющими для европейской экономики.

Во-вторых, объявленные запасы в регионе, в частности в Азербайджане, оказались завышенными. Так, по некоторым оценкам, здесь осталось не более 22,3% начальных извлекаемых залежей. Доведенные запасы по 66 месторождениям составляют 389,5 млн т. Это, как правило, остаточные, малорентабельные и обводненные источники. Суммарная оценка перспективных, но еще не разведанных месторождений, колеблется от 530 до 670 млн т. Из всех пробуренных за последние годы скважин лишь одна дала положительный результат, другие оказались полностью "сухими" или содержащими незначительное количество нефти. Выяснилось, что контракты заключались по "месторождениям", где нефти, как оказалось, не было. Полный крах в 1998—1999 годах потерпели консорциумы НАОК (Норд Апшерон оперейтинг компани) и КМНК (Каспийская международная нефтяная компания). О своем выходе из Азербайджана заявила одна из первых появившихся в республике британская фирма "Рамко". Туманная перспектива "большой нефти" Азербайджана привела к изменению акцентов Украины относительно нефтепровода Одесса — Броды. Теперь он рассматривается как ориентированный, минимум, на все действующие магистрали: Баку — Супса, Баку — Новороссийск, КТК.

В-третьих, оценивая перспективу украинской части ЕАНТК, следует учитывать, что сегодня Казахстан прорабатывает дополнительные варианты возможных маршрутов будущего экспорта каспийской нефти: Западный Казахстан — Китай, Казахстан — Туркменистан — Иран — Персидский залив, Казахстан — Туркменистан — Афганистан — Пакистан. Понятно, что на все эти трубопроводы и маршруты каспийской нефти (во всяком случае, в ближайшие годы) не хватит.

В-четвертых, необходимо учитывать, что судьбу украинской части ЕАНТК могут существенно усложнить конфликтные отношения между Арменией и Азербайджаном, Ираном и Азербайджаном, Туркменистаном и Азербайджаном. Кроме того, камнем преткновения могут стать тарифы за прокачку нефти. Так, в 2000 году Тбилиси настоял на том, чтобы оплату за транзит нефти по азербайджанской территории маршрута Баку — Джейхан Азербайджан "подарил" Грузии. Следовательно, в складывающейся ситуации задействование украинской части ЕАНТК возможно лишь при создании более выгодных экономических условиях ее эксплуатации.

В-пятых, при создании международного консорциума по эксплуатации украинской части ЕАНТК необходимо учитывать существующую в мире практику и законодательство Украины. В международной практике наиболее распространены два варианта организации подобных консорциумов. Первый — передача им права собственности на объекты, второй — передача прав на пользование такими объектами на основе концессии или аренды.

Первый вариант более привлекателен для иностранных инвесторов, поскольку имеет четко выраженную структуру капитала (по собственникам) и права собственности с перспективой возможности возврата вложенных средств— не только кредитных, но и инвестиционных. С точки зрения привлечения инвестиций наиболее приемлема организация международного консорциума в виде открытого акционерного общества. В этом случае субъект предпринимательской деятельности будет создан в рамках закона Украины "О хозяйственных обществах"2.

Как свидетельствуют результаты проведенных ОАО "Укртранснефть" предварительных консультаций с представителями международных энергетических компаний ("Шелл", "Шеврон" и др.) и Европейского банка реконструкции и развития, для потенциальных иностранных участников наиболее приемлемо создание консорциума на базе объектов, переданных в его собственность. В качестве потенциального взноса украинской стороны можно рассматривать нефтепровод Одесса — Броды и нефтяной терминал "Южный". Однако, поскольку они построены на государственные средства, то и являются собственностью государства, и в соответствии с законодательством Украины форму собственности на них изменить нельзя. Следовательно, сегодня они не могут рассматриваться как потенциальный взнос украинской стороны. К тому же законом "О трубопроводном транспорте" (ст. 7) предусмотрено, что "магистральный трубопроводный транспорт имеет важное народнохозяйственное и оборонное значение и является государственной собственностью Украины. Приватизация, а также изменение собственности государственных предприятий магистрального трубопроводного транспорта запрещается". Таким образом, реализация проекта международного консорциума по первому варианту возможна лишь при внесении соответствующих изменений в законодательство республики.

Второй вариант предусматривает передачу консорциуму объектов на основе концессии или аренды. Однако и здесь есть ограничения. Так, законом "О концессиях", принятым 16 июля 1999 года, определен ряд объектов, которые можно передавать в концессию. В указанный перечень не входит нефтепроводный транспорт, и передать консорциуму эти объекты на основе концессии сегодня также невозможно.

Фактически ситуация выглядит следующим образом. Объекты нефтепроводного транспорта находятся в пользовании ОАО "Укртранснефть", что утверждено постановлением Кабинета министров от 25 мая 1998 года (№ 747) "Об образовании Национальной акционерной компании (НАК) "Нефтегаз Украины". Этим документом утвержден "перечень имущества, которое используется для обеспечения транспортирования, хранения и распределения нефти, нефтепродуктов и природного газа и которое в соответствии с законодательством не подлежит приватизации и передается Компании в пользование".

На основании распоряжения Кабинета министров от 23 июня 2001 года (№ 256-р) "Об образовании ОАО "Укртранснефть" НАК "Нефтегаз Украины" передала новой фирме в пользование соответствующее имущество магистральных и распределительных нефтепроводов. А на основе соглашения между этими двумя структурами, заключенным во исполнение вышеуказанного распоряжения Кабинета министров, имущество (магистральные газо- и нефтепроводы и сооружения на них) передано "Укртранснефти" в оперативное управление. Эта организация не имеет права передавать определенное соглашением имущество в пользование третьим лицам без соответствующего разрешения основателя — НАК "Нефтегаз Украины".

В свою очередь НАК "Нефтегаз Украины" (в соответствии с соглашением от 4 февраля 1998 г., № 76, заключенным с Фондом государственного имущества республики) также не имеет права передавать такое имущество в пользование третьим лицам (кроме предприятий, входящих в состав компании) без разрешения Фонда. Исходя из закона "О трубопроводном транспорте", Фонд государственного имущества не уполномочен принимать решение о приватизации этих объектов или передачи их в аренду.

Что же касается морского нефтяного комплекса "Южный", то и он не может быть приватизирован. Это определено законом "О перечне объектов права государственной собственности, которые не подлежат приватизации".

Учитывая вышеизложенное, отметим, что вопрос о предоставлении необходимых правовых условий, без которых невозможно образовать международный консорциум, решает лишь Верховная Рада (парламент). В свою очередь предложения об изменении нормативных актов могут быть внесены с соответствующими технико-экономическими расчетами лишь после предоставления положительных выводов, сделанных компанией "Халлибертон". А такие выводы возможны лишь на основе исследований о потребностях европейского рынка в каспийской нефти и определения основных направлений работы по привлечению производителей, поставщиков и трейдеров, а также по результатам соответствующих долгосрочных договоренностей с компаниями — стратегическими партнерами по использованию нефтепровода Южный — Броды — Плоцк для поставок этой нефти потенциальным клиентам в Восточной и Центральной Европе.

И в-шестых, как возможный, хотя менее привлекательный для иностранных партнеров, прорабатывается вариант, не требующий изменений в законодательстве. Так, "Укртранснефть" рассматривает возможность инициировать процесс создания международной операционной компании (МОК) взносами в уставный фонд. С украинской стороны — технологическая нефть и услуги по транспортировке, перевалке и хранению нефти в резервуарных танках. Со стороны иностранных участников — денежные средства и ресурсы нефти, необходимой для загрузки комплекса. Со стороны собственников танкерного флота — услуги по доставке нефти на терминал "Южный".

По мнению украинской стороны, потенциальные участники международной операционной компании могли бы получить следующие преимущества: собственники нефти — возможности более гибко реагировать на конъюнктуру цен мирового рынка и маневрировать потоками нефти в направлениях Плоцк — Гданьск или Омишаль; собственники танкерного флота — стабильную загрузку при доставке нефти на МНТК "Южный"; а участие в консорциуме Украины обеспечит оптимальную загрузку системы Одесса — Броды и ускорит полномасштабную реализацию проекта ЕАНТК.

Таким образом, ввод в действие украинской части ЕАНТК — стратегическая задача Украины. Ее решение не может быть простым и потребует значительных усилий на всех уровнях государственной власти. Учитывая, что на первом этапе работы система может оказаться малорентабельной или даже убыточной (из-за отсутствия необходимых объемов нефти), на государственном уровне требуется реализовать комплекс мероприятий, направленных на повышение экономической привлекательности украинского проекта.

Необходимо в ближайшее время внести дополнения в законодательство в сфере транспортировки нефти, учитывающие положения Энергетической хартии. Утверждение гармонизированных с Европейским союзом нормативно-правовых актов будет способствовать созданию благоприятных инвестиционных условий и повысит конкурентоспособность маршрутов экспорта нефти, проходящих по территории Украины.

Необходимо также, чтобы статьи нового Налогового кодекса страны (предполагается, что он будет введен со второго полугодия 2002 г.) не входили в противоречие с подписанным правительством и ратифицированным Верховной Радой в 1998 году Договором к Энергетической хартии3.

В свою очередь тарифная политика должна, с одной стороны, обеспечивать необходимый инвестиционный ресурс, а с другой — конкурентоспособность маршрутов.

Практическое решение этих проблем в конечном счете и определит перспективы украинской части Евразийского нефтетранспортного коридора.


1 Об этом см.: Нефть России, 2001, № 7. С. 35.

2 Возможность создания консорциумов установлена законом "О предприятиях в Украине", которым определено, что консорциумы — временные уставные объединения, созданные на основе промышленного и банковского капитала для достижения общей цели. Объединения действуют согласно договору или уставу, утверждаемому их основателями или собственниками. Предприятия, входящие в указанные организационные структуры, сохраняют права юридического лица, и на них распространяется действие указанного закона.

3 Для создания благоприятных и равных условий транспортировки энергоносителей во всех странах, которые присоединились к Договору, не допускается вводить дополнительные налоги или отчисления за транзит энергоносителей в сравнении с другими видами предпринимательской деятельности. Отчисления в бюджет Украины за прокачку нефти, введенные в 1999 году парламентом республики, входят в прямое противоречие с основным принципом Договора к Энергетической хартии.


SCImago Journal & Country Rank
Реклама UP - ВВЕРХ E-MAIL