ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ КАЗАХСТАНА: СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ

Булат ХУСАИНОВ
Куляш ТУРКЕЕВА


Булат Хусаинов, кандидат экономических наук, ведущий научный сотрудник Института экономики Министерства образования и науки Республики Казахстан (Алматы, Казахстан)

Куляш Туркеева, младший научный сотрудник Института экономики Министерства образования и науки Республики Казахстан (Алматы, Казахстан)


Первый фонтан казахстанской нефти забил в сегодня уже далеком 1899 году на юго-востоке Прикаспийской впадины, в малоизвестной местности под названием Карашунгул. А промышленное освоение началось с разработки в районе Эмбы (ныне Макатский район Атырауской области) двух месторождений: Доссор (с 1911 г.) и Макат (с 1915 г.). В тот период годовая добыча составляла 250—300 тыс. т.

* * *

Нефтегазовый комплекс республики относится к экспортному блоку, в который также входят металлургическая, урановая и угольная отрасли промышленности. В Стратегическом плане развития страны до 2010 года отмечается, что опережающий рост этих отраслей, прежде всего нефтедобывающей, станет определяющим для всей экономики.

Разведанные запасы углеводородов составляют 2,8 млрд т нефти, 0,7 млрд т газового конденсата и 1,7 трлн куб. м природного газа. А прогнозные ресурсы (на суше и на прилегающем к Казахстану шельфе Каспийского моря) отечественные эксперты оценивают соответственно в 12 млрд т, в 1,6 млрд т и в 5,9 трлн куб. м1. Однако относительно запасов нефти у специалистов нет единой оценки, и диапазон их мнений достаточно широк: от 1,5 до более чем 30 млрд т. В последние годы особый интерес вызывает морской шельф. В частности, французские эксперты полагают, что запасы Каспия составляют от 6,8 до 34 млрд т, а Государственный департамент США разведанные запасы казахстанской нефти оценивает в 30 млрд т. По мнению Международного института стратегических исследований (Лондон), потенциальные залежи Каспия составляют 31,8 млрд т нефти и 20 трлн куб. м газа. У российских экспертов оценки более скромные.

В настоящее время запасы нефти промышленных категорий установлены в шести областях Казахстана. В Атырауской, Актюбинской, Западно-Казахстанской и Мангистауской (западная часть страны) находится большая часть месторождений, на которых сосредоточено 94% остаточных извлекаемых запасов нефти республики. Здесь же расположено 98% разрабатываемых месторождений и все залежи с извлекаемыми запасами свыше 100 млн т. Промышленные объемы обнаружены в Карагандинской и Кзылординской областях (суммарно 144,9 млн т). В Жамбылской и Южно-Казахстанской областях разведано шесть мелких и средних по запасам месторождений газа со значительным содержанием азота и гелия.

Основной центр нефтедобывающей промышленности республики — Западный Казахстан. В Атырауской и Мангистауской областях находятся более 70% месторождений, содержащих промышленные запасы нефти.

К самым крупным месторождениям на суше относятся: Тенгизское (нефтяное), извлекаемые запасы которого составляют от 750 млн до 1 млрд 125 млн т; Карачаганакское (нефтегазоконденсатное) — более 1,2 млрд т нефти и газового конденсата и 1,35 трлн куб. м газа; Узеньское (нефтегазоносное) — остаточные извлекаемые запасы нефти оцениваются в 212,8 млн т; Жанажол (нефтегазоконденсатное) — остаточные запасы нефти равны 98 млн т, геологические запасы конденсата — 40,7 млн т, извлекаемые залежи газа — 25,6 млрд куб. м; Каламкас (нефтегазоносное) — остаточные запасы нефти составляют 103,6 млн т.

Наиболее перспективны запасы нефти в Атырауской области, по мнению казахстанских геологов, — свыше 879 млн т. С точки зрения будущих приростов запасов углеводородов большое значение также имеют Актюбинская и Западно-Казахстанская области. Их перспективные ресурсы равны примерно 246 млн т и 195 млн т соответственно.

К концу 2002 года доля Казахстана в структуре мировых доказанных запасов нефти составила 0,9%, по странам СНГ — 12,2%. В 2002 году на республику приходилось 1,3% ее мировой добычи2. В настоящее время этот сектор дает 15% валового внутреннего продукта (ВВП) республики.

Среди государств СНГ наша страна занимает второе, после России, место по добыче нефти (см. табл. 1) и входит в первую тридцатку (из 90) стран мирового сообщества. Если в 1990 году в общей добыче сырой нефти странами Содружества на долю Казахстана приходилось 4,5%, то в 2002-м — 10,2%, что обусловлено двумя факторами: ростом добычи углеводородов в республике и снижением совокупных объемов добычи в других странах СНГ.

Таблица 1

Добыча нефти (включая газовый конденсат) в СНГ, 1985—1999 годы (млн т)

 

1985

1990

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Всего

596,7

570,5

358,4

353,2

362,0

362,5

369,9

393,3

424,2

464,7

Россия

542,3

515,9

310,8

302,9

307,4

304,3

304,8

323,3

348,1

379,6

Казахстан

22,8

25,8

20,6

23,0

25,8

25,9

30,1

35,3

40,1

47,2

Азербайджан

13,2

12,5

9,2

9,1

9,0

11,4

13,8

14,0

14,9

15,3

Туркменистан

6,8

5,7

4,1

4,4

5,4

6,4

7,1

7,2

8,0

9,0

Узбекистан

2,3

2,8

7,6

7,6

7,9

8,2

8,1

7,5

7,2

7,2

Остальные страны

9,4

7,9

6,2

6,4

6,4

6,2

6,1

6,1

6,2

6,4

Источник: bp Statistical Review of World Energy, June 2003. Р. 7.

Нефтедобывающая промышленность

Республика реализует значительное количество проектов в нефтегазовой отрасли. Основные из них: Тенгиз, Карачаганак и Кашаган. Причем Тенгиз входит в десятку крупнейших в мире. Расположено это месторождение в Атырауской области, в 160 км к юго-востоку от г. Атырау. Структура, вмещающая его, выявлена и подготовлена сейсмической разведкой в 1974 году. Разведочное бурение начато в 1979 году, тогда же и обнаружена нефть. Разрабатывается с 1991-го. По залеганию нефтеносных пластов — самое глубокое в мире из гигантских месторождений. По прогнозам, извлекаемые запасы — от 750 млн до 1 млрд 125 млн т. Тенгизская легкая нефть по качеству значительно выше традиционной российской смеси "Юралс"3.

Сегодня крупнейшим в стране производителем нефти является совместное предприятие (СП) "Тенгизшевройл" (ТШО), разрабатывающее это и расположенное рядом Королевское месторождение. Создано в апреле 1993 года на основе соглашения, подписанного руководством республики и американской корпорацией "Шеврон". В настоящее время свою долю в ТШО имеют национальная компания "КазМунайГаз" (20%), американские фирмы "ШевронТексако оверсис компани" и "Экссон-Мобил Казахстан венчерс инк." (25%), а также российско-американское СП "ЛУКАрко" (5%).

Отметим, что проект освоения Тенгизского месторождения, рассчитанный на 40 лет, — уникальный на постсоветском пространстве: прямые иностранные инвестиции за весь период должны составить 20 млрд долл.

В 1993 году ТШО добыло всего 1,3 млн т, что было обусловлено отсутствием необходимой квоты на экспорт по нефтепроводу, проходящему по территории России. Тем не менее СП ежегодно наращивало добычу. В настоящее время нефть с этого месторождения идет по системе Каспийского трубопроводного консорциума (КТК). В 2001 году в стране было добыто 35,3 млн т нефти, из них на Тенгизе — 10,4 млн т. В 2002-м — 47,2 млн т, из которых свыше 13 млн т приходится на долю ТШО. По прогнозам, к 2006 году СП будет давать 20 млн т, а к 2010-му — 28—30 млн т.

На ежегодный объем добычи влияет количество капитальных ремонтов скважин и оборудования. С реализацией крупного проекта по расширению добывающих и перерабатывающих мощностей, а также плана обратной закачки газа (см. далее) ТШО намерено в ближайшие годы увеличить нефтедобычу до 19 млн т в год. За 10 лет работы этого СП корпорация ""ШевронТексако" инвестировала в экономику Казахстана 4 млрд долл., а в ближайшие три года намерена вложить еще 2,5 млрд долл. При этом за те же 10 лет ТШО внесло в государственную казну роялти и корпоративный налог на 2,7 млрд долл., из них 1 млрд долл. — в 2002 году, а в реализацию проектов на данных месторожениях в ближайшие годы планирует вложить еще 3 млрд долл.

Наряду с этим ТШО предполагает увеличивать добычу углеводородов и за счет освоения Королевского месторождения (геологические запасы — 69,5 млн т, извлекаемые — 27,7 млн т), где промышленная эксплуатация начата в ноябре 2001 года. В соответствии с бизнес-планом на 2002—2005 годы все поставки нефти на внешний рынок реализуются по трубопроводам компании "КазТрансОйл", входящей в состав "КазМунайГаз", и по системе КТК. При этом с 2003 года вся нефть ТШО перекачивается только по системе КТК.

К уникальным в мире относится и Узеньское нефтегазоносное месторождение, добычу нефти на котором ведет ОАО "Узеньмунайгаз", входящее в структуру ЗАО "КазМунайГаз". Начальные геологические запасы оцениваются в 1 млрд т, разработка началась в 1965 году и через 10 лет достигла своего максимума — 16,2 млн т в год, а в 1980-м этот показатель снизился до 9 млн т. Второй кризис начался в 1990-м, когда добыча стала падать в среднем на 15% в год. Основные тому причины: износ оборудования, многопластовое геологическое строение, резкое ухудшение финансового положения компании. Тем не менее за 35 лет здесь получено 275,8 млн т нефти.

С учетом сложившейся ситуации были приняты меры по реконструкции месторождения. В частности, в 1996 году Всемирный банк решил предоставить под гарантию Министерства финансов страны займ на 108 млн долл. сроком на 17 лет4. С учетом софинансирования этого проекта казахстанской стороной его общая стоимость составляет 136,1 млн долл. Планируется к 2005 году увеличить здесь добычу до 7 млн т и, по оценкам, продлить срок работы месторождения более чем на 20 лет.

Нефть Каспия

В 2002 году было официально объявлено о залежах нефти на Кашаганском месторождении северного Каспия. По расчетам, реализация программы ее добычи займет 40 лет и включит в себя ряд проектов, в том числе строительство экспортного трубопровода. Месторождение расположено в северной части моря, в 70 км к юго-востоку от Атырау, извлекаемые запасы составляют 7—9 млрд баррелей (0,93—1,2 млрд т), а геологические оцениваются в 5 млрд т. Кстати, о коммерческой значимости Кашагана свидетельствует соответствующий договор, подписанный между фирмой-оператором "Аджип КСО" и национальной компанией "КазМунайГаз".

Кашаган — самое крупное месторождение из открытых в мире за последние 30 лет, и признание его коммерческих запасов важно не только для Казахстана, но и для всего мирового нефтяного рынка. Данные об извлекаемых запасах могут увеличиваться, что зависит от результатов дополнительной разведки и внедрения новых технологий добычи.

Разведочное бурение здесь началось в 1999 году. Работы ведет международный консорциум "Аджип КСО" в составе: "Аджип"/"ЭНИ" ("ЭНИ" — через " Аджип", оператора проекта), "Бритиш Газ", "Экссон-Мобил", "Шелл" и "ТотальФинаЭлф" — по 16,67% доли участия, "Инпекс" и "КонокоФиллипс" — по 8,33%. Отметим, что "БГ" собирается продавать свою долю, которую хотели приобрети китайские нефтяные компании. Однако другие участники проекта выступили против их участия.

Коммерческую добычу планируется начать в 2005 году, а к 2013-му выйти на стабильный уровень. Что касается инвестиций в проект, то до начала коммерческой добычи они составят около 3 млрд долл., а в целом — 28 млрд долл. В обязательства инвесторов входит также финансирование строительства и развития объектов социальной инфраструктуры. В целом же реализация программы позволит республике получить около 80% делимого дохода (включая налоги), что составит, по оценкам, 400 млрд долл.5

Безусловно, важная проблема — определение правового статуса Каспия, разграничение морского дна и прибрежных экономических зон прикаспийских государств. До недавнего времени у каждой из пяти этих стран была своя точка зрения на определение статуса моря и делимитацию его границ. Ныне позиции четырех из них сблизились. В частности, на переговорах возобладало мнение Казахстана о необходимости разделить дно Каспия по принципу модифицированной "срединной линии", проведенной по точкам, равноудаленным от побережья. Так, в 1998 году Астана и Москва заключили соглашение, которое затем и ратифицировали, о разграничении северной части дна моря. За Казахстаном де-юре было признано право на добычу минеральных ресурсов в его донном секторе. Таким образом, Казахстан и Россия показали, что для привлечения капиталовложений на освоение перспективных месторождений углеводородов достаточно создать инвесторам необходимые условия, в первую очередь предоставить им международно-правовые гарантии. Несомненно, это соглашение оказало заметное влияние на сближение позиций четырех государств: аналогичные соглашения уже подписали Казахстан и Азербайджан (ратифицировано в июне 2003 г.), Россия и Азербайджан. В конце июня 2003 года начались переговоры по разграничению дна Каспия между Казахстаном и Туркменистаном.

На сегодняшний день практически все прикаспийские государства подтвердили свои позиции относительно секторального раздела морского дна. Однако Казахстан, Россия, Азербайджан и Туркменистан выступают за его деление по срединной модифицированной линии (с учетом общепризнанных норм и принципов международного права), а Иран настаивает на разделе на пять равных частей, при котором ему достается 20% дна.

Есть все основания полагать, что Казахстан и Туркменистан подпишут соответствующее соглашение еще в 2003 году и такой же документ Ашхабад подпишет с Москвой и Баку. Как только это произойдет, можно будет говорить, что проблема статуса Каспийского моря решена на 80%. Однако Иран вряд ли в ближайшее время согласится подписать аналогичный документ. Важно отметить, что определение пределов суверенных прав и юрисдикции прикаспийских стран играет важную роль не только в использовании природных ресурсов Каспия, но и в обеспечении региональной безопасности и взаимовыгодного сотрудничества.

Наряду с этим соглашение о принципах деления на основе модифицированной срединной линии способствовало подписанию Москвой и Астаной документа о совместной разработке трех нефтегазовых структур в трансграничной зоне шельфа: Курмангазы, которое находится под юрисдикцией Казахстана, а также Хвалынского и Центрального, принадлежащих России. Суммарные запасы нефти на Курмангазы оцениваются в 240 млн т. На первом этапе здесь планируется добывать 100 тыс. т в год, а через 6—7 лет — до 10 млн т в год. Проект рассчитан на 30 лет, срок окупаемости — 7—10 лет. На этапе поисково-разведочных работ предполагается инвестировать 100—120 млн долл., а общая стоимость проекта — 1,5 млрд долл.6

В 2003 году в нашей республике разработана и утверждена Государственная программа освоения казахстанского шельфа Каспия. В частности, предусмотрен порядок подготовки новых проектов, определены возможные налоговые режимы, обязанности недропользователей, полномочия фирм и ведомств. Планируются три этапа освоения этих месторождений. Первый (2003—2005 гг.) предусматривает создание условий для комплексных работ и добычи 500 тыс. т нефти в год; второй (2006—2010 гг.) предполагает ускорить освоение углеводородных ресурсов и довести добычу до 40 млн т; на третьем этапе (2011—2015 гг.) намечается стабилизировать добычу на уровне 100 млн т. К тому же эта программа позволит интенсифицировать работы по определению нефтеносных блоков, а также по определению параметров соглашений по их освоению, по организации тендеров на разведку и добычу.

Как утверждает президент республики Н. Назарбаев, казахстанский сектор моря будут осваивать СП, в которые войдут национальная компания ЗАО "КазМунайГаз" и зарубежные инвесторы. Например, по таком принципу предполагается вести работы на месторождении Курмангазы, где 50% принадлежит КМГ и столько же — российским фирмам. По этому принципу намечается разработка структур Хвалынское и Центральное. (Ранее нефтяные контракты заключались на основе Соглашения о разделе продукции.)

Проекты строительства экспортных нефтепроводов

Приоритет в освоении нефтяных месторождений республики с участием зарубежных инвесторов — проекты экспортных трубопроводов, которые должны обеспечить выход казахстанской нефти на международные рынки, свести до конкурентоспособной стоимость перекачки, повысить надежность системы транспорта.

Каспийский трубопроводный консорциум

Среди различных вариантов экспортных магистралей, анализируемых экспертами различных стран, первое место занимает проект реструктурированного Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), как отдельной независимой структуры для доставки западноказахстанской нефти на мировой рынок. В рамках данного проекта есть два юридических лица: КТК-Р (объекты в России) и КТК-К (объекты в Казахстане), что обусловлено различием налоговых законодательств этих стран. Однако у КТК будет единое руководство. Состав и доли участников консорциума определены следующим образом: Россия — 24%, Казахстан — 19%, Оман — 7%, "Шеврон" — 15%, "ЛУКАрко" (Россия) — 12,5%, "Роснефть"/"Шелл" — 7,5%, "Экссон-Мобил" — 7,5%, "Аджип" — 2%, "Бритиш Газ" — 2%, "Казахстан пайплайн венчерс" — 1,75%, "Орыкс" — 1,75%.

Первая линия трубопровода (стоимость 2,1 млрд долл.) сдана в эксплуатацию в 2003 году. Ее пропускная способность — 28 млн т нефти в год. По оценкам, полная стоимость магистрали — 4 млрд долл., что позволит довести ее пропускную способность до 67 млн т в год.

Первоначально по системе КТК перекачивали нефть двух месторождений: Тенгиз — 1,1 млн т и Арман — 20 тыс. т в месяц. К настоящему времени консорциум заключил пять договоров о транспортировке нефти: с месторождений Тенгиз, Карачаганак, Арман, Алибекмола и Мартыши. По апрель 2003 года по системе КТК на мировые рынки направлено 16,1 млн т нефти. Кроме того, подписан договор о транспортировке углеводородов с компанией "Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В." (КПО), которая будет поставлять сырье с Карачаганакского газоконденсатного месторождения. Предполагается, что в ближайшее время войдет в строй участок трубопровода, соединяющий систему КТК с Карачаганаком, по которому уже в четвертом квартале 2003 года начнут ежемесячно прокачивать 500 тыс. т карачаганакского сырья. А в результате подключения к КТК трубопровода КПО ежемесячная прокачка здесь составит 1,7 млн т. В перспективе КПО планирует стабильно поставлять по системе КТК до 7 млн т в год.

Таким образом, КТК — реальный пример взаимовыгодного сотрудничества: три государства-основателя и восемь крупных нефтедобывающих компаний объединили усилия для осуществления этого грандиозного проекта. В его структуре гармонично сочетаются государственные и коммерческие, национальные и международные интересы.

Актау — Баку — Тбилиси — Джейхан

На этом направлении возможны различные варианты. Для ранней каспийской нефти перспективной считается перевозка танкерами из казахстанского порта Актау до Баку (протяженность — 300 км, возможны поставки до 10 млн т в год). Затем Азербайджан обеспечивает транспортировку нефти по территории Закавказья до терминалов турецкого порта Джейхан мощностью 100—120 млн т нефти в год. Протяженность магистрали Баку — Тбилиси — Джейхан (БТД) — 1 600 км, диаметр труб, с учетом объемов казахстанской и азербайджанской нефти, — 40 дюймов, пропускная способность — до 50 млн т в год, ориентировочная стоимость проекта — 3,3 млрд долл.

В 2003 году Астана приняла окончательное решение об участии в данном проекте. А в ходе очередного раунда переговоров о возможности подключения нашей республики к строительству этого трубопровода намечено обсудить два проекта: Межправительственное соглашение между Азербайджаном и Казахстаном и Транзитное соглашение, заключаемое инвесторами и принимающей страной, в котором будут определены коммерческие условия транспортировки казахстанской нефти по БТД. Эти документы планируется подписать до конца 2003 года.

Для перекачки казахстанской нефти по этой трассе намечено создать компанию "Актау — Баку", которая будет отвечать за доставку нефти по одноименному маршруту и по БТД. При этом в "Актау — Баку" в первую очередь войдут компании, уже участвующие в проекте БТД ("ЭНИ", "КонокоФиллипс", "Инпекс", "ТотальФинаЭлф"), и национальная компания ЗАО "КазМунайГаз". Предполагается также заключить коммерческие соглашения между "Актау — Баку" и "БТД Ко".

По оценкам, Казахстан сможет закачивать в трубопровод БТД до 20 млн т нефти в год, хотя на первом этапе у республики будет лишь 7,5 млн т в год (в рамках 15%-го долевого участия, которое имеют в "БТД Ко" компании, работающие в стране). Наряду с этим начинаются исследования экономических и технических аспектов маршрута Актау — Баку — Тбилиси — Джейхан.

В этом проекте весьма заинтересовано правительство США, несмотря на то что его реализация — очень дорогое и уязвимое с экологической точки зрения мероприятие: часть трубопровода должна пройти под водой. Этот интерес вызван тем, что для Соединенных Штатов и некоторых стран Западной Европы Каспийский регион приобретает статус "зоны стратегических интересов". К тому же импорт каспийской нефти по БТД позволит этим странам диверсифицировать источники поставок углеводородов. И, как заявил участвовавший в нефтегазовой конференции "Ойл энд гэс Азербайджан 2003" в Баку специальный советник Госдепартамента США по энергетическому развитию Каспийского бассейна Стивен Манн, политическая ситуация в Ираке не повлияет на строительство данной магистрали.

Кстати, по мнению экспертов, ситуация в Ираке не окажет воздействия на экономический интерес иностранных компаний к региону в целом, поскольку они реализуют на Каспии долгосрочные проекты, в которые вложили большие средства. Тем не менее при возобновлении экспорта иракской нефти страны региона будут вынуждены участвовать в жесткой конкуренции за привлечение новых зарубежных капиталовложений.

Казахстан — Иран — Персидский залив

С экономической точки зрения наиболее выгоден маршрут через Иран, куда Казахстан поставляет нефть с января 2002 года, вначале по 20 тыс. баррелей в сутки, а в настоящее время — по 50 тыс. баррелей в сутки. Эту нефть доставляют на танкерах от Актау в иранский порт Амирабад. Предполагается, что к 2004 году экспорт в ИРИ увеличится до 500 тыс. баррелей в день, для чего в Иране планируется построить новый нефтепровод.

Данный вариант привлекателен для обеих сторон. Во-первых, отпадает необходимость в прокладке трубопровода через всю территорию Ирана, во-вторых, ИРИ уменьшит расходы на перекачку своей нефти с юго-запада на НПЗ в Тегеране. Стоимость доставки по этой схеме ниже, чем при варианте со строительством нефтепровода. Ориентировочные объемы перекачки нефти по этому направлению — 2 млн т в год, а за 10 лет их предполагается увеличить до 6 млн т.

Казахстан — Туркменистан — Иран

Эта магистраль (протяженностью 2 080 км) начинается от нефтеперекачивающей станции (НПС) Узень, проходит по Туркменистану, огибает с юга Каспийское море, далее — по территории Ирана и заканчивается на острове Харк в Персидском заливе. Данное направление экономически выгодно при перекачке не менее 25 млн т в год (возможно подключение нефти Туркменистана — до 10 млн т в год). Диаметр трубы — 40 дюймов, стоимость проекта — 2 млрд долл.

Перспективность транзита казахстанской нефти через Иран обусловлена привлекательностью расширяющихся азиатских рынков. Поскольку спрос на сырую нефть на европейском рынке достаточно стабилен, можно предположить, что еще довольно длительное время он может удовлетворяться за счет традиционных источников. А совокупная потребность на сырую нефть в странах Юго-Восточной Азии и в Китае стабильно растет — примерно на 5% в год. Расстояние между месторождениями Западного Казахстана и Восточным Китаем, где находятся основные потенциальные потребители сырья, — 6 500 км, и перекачка нефти по такому трубопроводу обойдется значительно дороже, чем ее доставка до побережья Ирана, а далее танкерами в Китай и в другие страны Азии. Поэтому маршрут через Иран в любом случае останется перспективным.

Казахстан — Туркменистан — Афганистан — Пакистан

Проект нефтепровода из Центральной Азии к пакистанским портам на побережье Аравийского моря напрямую связан с газопроводом из Туркменистана в Пакистан. Пропускная способность проектируемого нефтепровода — 50 млн т в год, а стоимость доставки можно минимизировать за счет параллельного строительства нефтемагистрали и газопровода, что снизит затраты на реализацию проекта по сравнению с отдельной прокладкой нефтепровода. Однако нестабильная политическая ситуация в Афганистане практически сводит к нулю вероятность начала этих работ в ближайшие годы.

Наряду с данными проектами возможен еще один вариант: в ходе тендерной приватизации ОАО "Актобемунайгаз" и ОАО "Узеньмунайгаз" Китайская национальная нефтегазовая компания взяла на себя обязательства по строительству нефтепровода Западный Казахстан — КНР. Предположительно, проектные работы на этом направлении начнутся (и даже завершатся) еще в 2003 году, так как в их основу заложено технико-экономическое обоснование, сделанное в 2000-м. И нет сомнений в том, что магистраль будет построена: Китай, с его огромным населением и быстро растущей экономикой, испытывает дефицит углеводородов. Так, в 2002 году в страну было импортировано 80 млн т сырой нефти. Речь идет только о сроках реализации проекта. К тому же первый участок трубопровода (Атырау — Кенкияк) уже построен, и значительный ряд компаний проявляет интерес к строительству следующего этапа (Атасу — Алашанькоу) протяженностью 1 010 км. Проект оценивается в 850 млн долл. Предполагается, что он будет финансироваться за счет привлечения заемных средств, вложений "КазТрансОйл", а часть затрат готова взять на себя китайская сторона. Срок реализации — два года.

Анализ различных проектных решений по экспорту казахстанской нефти позволяет сделать вывод о том, что перед республикой стоит достаточно сложная проблема — определение оптимальных и экономически выгодных маршрутов транспортировки. К тому же каждый из них необходимо оценивать с точки зрения безопасности доставки, рисков аварийных ситуаций и потенциальной угрозы экологии. В расчет также должны приниматься и политические факторы. Эти вопросы следует решать как можно скорее.

Газовая отрасль

В 2002 году в стране разработана Концепция развития газовой отрасли7 на период до 2015 года, в соответствии с которой республика, занимающая по доказанным запасам голубого топлива 15-е место в мире и четвертое в СНГ (65 трлн куб. м на конец 2002 г.)8, планирует увеличить его добычу почти в пять раз. Эти планы предполагается реализовать в два этапа, причем одновременно. На первом должна завершиться разведка новых источников с последующей организацией добычи на Карачаганакском и Тенгизском месторождениях, а также закончиться строительство газоперерабатывающего завода (ГПЗ) на Жанажолском месторождении. Второй этап включает переработку и транспортировку добытого газа.

Если в 2002 году республика добывала 12,3 млрд куб. м природного газа, то в 2005-м году этот показатель должен составить 20,5 млрд куб. м, в 2010-м — 35 млрд куб. м, к 2015-му — 45—50 млрд куб. м, а потребление — соответственно 7,84 млрд куб. м, 11,15 млрд куб. м и 15,83 млрд куб. м. Учитывая эти прогнозы, экспортный потенциал отрасли к 2015 году увеличится до 29—34 млрд куб. м. Предполагается, что в основном этот газ будет направляться в Россию и в страны Западной Европы9.

В настоящее время экспорт голубого топлива республики — прерогатива казахстанско-российского совместного предприятия ЗАО "КазРосГаз"10. За первые четыре месяца 2003 года оно закупило у Карачаганакской интегрированной организации (КИО11), ведущей добычу на крупнейшем в стране Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении, и переработало на Оренбургском ГПЗ 1,6 млрд куб. м сырого газа. В результате было получено 1,4 млрд куб. м сухого газа, из них 200 млн куб. м направлено на нужды потребителей Западно-Казахстанской области, а 1,2 млрд куб. м ушло за рубеж. При этом газ, который ранее попросту сжигали или продавали по бросовым ценам, ныне реализуют на европейском рынке по мировым ценам.

В 2003 году "КазРосГаз" намерено закупить у КИО около 6 млрд куб. м газа для Оренбургского ГПЗ. Из полученных после переработки 5,3 млрд куб. м сухого газа, 4,3 млрд куб. м предполагается экспортировать. В 2002 году казахстанский газ покупали Украина, Словакия, Молдова и Великобритания. В ближайшее время география поставок расширится. Добавим, что сегодня республика может направлять свой газ на мировые рынки только транзитом через российскую систему магистральных трубопроводов ОАО "Газпром".

В 2002 году на государства Европы приходилось 41,2% от мирового потребления природного газа, а их собственная добыча значительно ниже. Дефицит восполняется в основном поставками из России и частично из Алжира. Поэтому прорыв Казахстана на европейские рынки газа — большой успех. Так, в настоящее время Россия экспортирует голубое топливо в основном в страны Западной Европы, главным образом в Германию. (В 2002 году из 128,22 млрд куб. м, на долю ФРГ приходилось 31,50 млрд куб. м.) Добавим, что в общем эта страна импортирует за год 81,68 млрд куб. м природного газа, то есть доля России здесь составляет 38,6%. На втором месте стоит Италия — 19,30 млрд куб. м (15% российского экспорта).

Чтобы Казахстан закрепил завоеванное на европейском рынке положение и развил свой успех, компании "КазРосГаз" необходимо иметь собственные месторождения углеводородного сырья и заняться их разработкой, для чего нужно получить лицензию. Работа в этом направлении уже ведется. Кроме того, в 2004 году СП намерено приступить к реализации проекта по увеличению газотранспортных мощностей страны, в частности, к реконструкции и модернизации действующей газотранспортной системы и строительству газопровода вдоль побережья Каспийского моря (в рамках проекта "Средняя Азия — Центр").

Таким образом, "КазРосГаз" по сути стал основой будущего газового альянса, необходимость создания которого была впервые озвучена несколько лет назад на неформальной встрече лидеров Казахстана, России, Беларуси и Кыргызстана в Алматы. Такой альянс (с участием России, Казахстана, Украины и Туркменистана) сулит этим странам огромные выгоды не только в экономической, но и в геополитической сфере.

Возвращаясь к Карачаганакскому месторождению, отметим, что оно развивается в соответствии с утвержденным поэтапным графиком работы, каждый этап которой характеризуется определенным уровнем добычи. КИО работает на данном месторождении в соответствии с контрактом, предусматривающим освоение Карачаганака в течение 40 лет (1998—2038 гг.). На первой, подготовительной фазе (1995—1997 гг.) в него инвестировано 160 млн долл., на второй (1998—2003 гг.) необходимо было вложить 3,5 млрд долл. Все это позволяет увеличить добычу жидких углеводородов первоначально до 7 млн т в год. На втором же этапе планировалось строительство завода по переработке сырья, электростанции мощностью 240 МВт, а также реализация проекта повторной закачки газа. Кроме того, на 2003 год намечен ремонт установки по отделению жидких углеводородов мощностью 4,6 млрд куб. м и 4,7 млн т конденсата в год, а также ввод в эксплуатацию Карачаганакского перерабатывающего комплекса — одного из ключевых объектов данного месторождения. На этом комплексе конденсат будут доводить до экспортных параметров. После завершения работ по второй фазе предполагается установить дополнительные мощности, что позволит к 2008 году увеличить добычу конденсата до 12 млн т в год. В рамках последней фазы (2009—2038 гг.) планируется активная добыча на месторождении12.

Наряду с КИО к крупным производителям газа в республике относится и СП ТШО. В 2002 году оно приступило к реализации проекта по обратной закачке сырого газа, что позволит значительно сократить объемы его сжигания на факелах и решить проблему с сероводородом (его на Тенгизе накопилось более 6 млн т). Данный проект намечено реализовать в два этапа. На первом предусматривается строительство объекта по закачке газа (ввод в действие намечен на август 2004 г.). При этом в пласты будут закачивать сырой газ, не содержащий сероводород. По завершении первого этапа уже начнут закачивать сырой газ, содержащий сероводород. В целом на реализацию проекта планируется выделить 400 млн долл.

В дополнение к действующему Жанажолскому ГПЗ казахстанско-китайское "КННК — Актобемунайгаз" планирует ввести новые мощности по переработке газа на одноименном газоконденсатном месторождении Актюбинской области. Эта же компания предполагает увеличить добычу голубого топлива с 900 млн куб. м в 2002 году до 1,2—1,4 млрд куб. м в 2005-м.

Реализация газового потенциала республики направлена и на решение внутренних проблем. Так, в ближайшие годы Амангельдинское месторождение (Жамбылская область) должно обеспечить потребности южных районов страны, которые на данный момент составляют 1,5 млрд куб. м в год. Ввод в эксплуатацию данного месторождения (намечен на осень 2003 г.) позволит существенно снизить зависимость этих районов от поставок узбекского газа. Сейчас за него приходится платить по 40 долл. за 1 тыс. куб. м. К тому же Ташкент регулярно пытается повысить цену до 45 долл. за 1 тыс. куб. м. Эксплуатировать Амангельдинское месторождение предполагается в течение 20 лет, при ежегодной добыче 600 млн — 1 млрд куб. м газа и себестоимости — 22 долл. за 1 тыс. куб. м.

Важно отметить, что в этой сфере потенциал страны не исчерпывается лишь проектами, которые реализуются на действующих месторождениях. Республика претендует на роль крупного поставщика голубого топлива на мировой рынок за счет разработки морского месторождения Кашаган.

* * *

Анализ показывает, что нефтегазовый сектор республики может развиваться по трем вариантам. Первый — продолжающаяся экспортная ориентация на поставку сырой нефти, которая должна стать источником высоких валютных поступлений, необходимых для создания новой структуры промышленности. Второй вариант связан с увеличением добычи нефти и наращиванием базы ее перекачки, что предопределяет более активную интеграцию республики со всеми государствами-партнерами, через территорию которых могут пройти транспортные артерии. Третий вариант обусловлен необходимостью увеличить объем переработки сырой нефти и обеспечить потребности страны в продуктах глубокого передела.

По расчетам казахстанских специалистов, если первый вариант развития рынка нефти нефтепродуктов приравнять к единице, то экономическая эффективность второго и третьего будут равны соответственно 1,20—1,22 и 5,7 раз. Несмотря на высокую эффективность второго и особенно третьего вариантов, сегодня могут иметь место все три подхода. Однако, несомненно, в перспективе следует отдать предпочтение последнему варианту.

В заключение добавим, что энергетический потенциал страны также составляют электроэнергетика, угольная и атомная промышленность.


1 См., например: Republic of Kazakhstan. Investor's Guide. The State Investment Committee of the Republic of Kazakhstan / Ed. by B.D. Khusainov, Almaty, 1998. P. 56; Карабалин У. 100 лет казахстанской нефти // Caspian Magazine. London: Anglo Caspian Services Ltd., 1999.
2 См.: bp Statistical Review of World Energy, June 2003. P. 4, 7.
3 См.: Petroleum Encyclopaedia of Kazakhstan. Astana — London: Anglo Caspian Services Ltd., 1999. P. 584.
4 В 1999 году данный заем был переоформлен под гарантию национальной компании "Казахойл" (ныне НК "КазМунайГаз").
5 См.: B. Khusainov, Resource Potential of the Kazakhstan Economy // Caspian-2000, London: Anglo Caspian Services Ltd., 2000.
6 См.: Kazakhstan Oil // Caspian Magazine, London: Anglo Caspian Services Ltd., 2002. P. 39.
7 В настоящее время на основе этой Концепции разрабатывается Программа развития газовой отрасли.
8 См.: bp Statistical Review of World Energy, June 2003. P. 20.
9 См., например: Gas of Kazakhstan // Caspian Magazine, London: Anglo Caspian Publishing Ltd., 2002. P. 86—92.
10 СП ЗАО "КазРосГаз" создано год назад ЗАО национальной компанией "КазМунайГаз" и российским "Газпромом" с 50%-ми долями участия в уставном капитале.
11 В КИО входит британская "БП Груп" (32,5%), итальянская "ЭНИ" (32,5%), американская "ШевронТексако" (20%) и российская нефтяная компания "ЛУКойл" (15%).
12 См.: Gas of Kazakhstan. P. 90.

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