ЭКСПОРТНЫЕ МАРШРУТЫ И ПРОБЛЕМЫ ТРАНСПОРТИРОВКИ КАСПИЙСКОЙ НЕФТИ

Зураб ТЕВЗАДЗЕ


Зураб Тевзадзе, кандидат технических наук, сотрудник Научно-исследовательского института социально-экономических и региональных проблем при Министерстве экономики Грузии (Тбилиси, Грузия)


Выход на мировой рынок новых нефтегазодобывающих государств каспийского региона существенно обострит конкуренцию между крупнейшими экспортерами нефти и газа — странами Ближнего и Среднего Востока (БСВ) и России. Победит в этой борьбе тот, кто сможет предложить надежные поставки с наименьшими издержками добычи и транспортировки. Ведь проблемы в этой сфере оказывают прямое влияние на экономическую эффективность нефтедобывающих проектов, так как разработка даже небольших по запасам месторождений может оказаться высокорентабельной при их удобном географическом положении, что позволяет организовать доставку углеводородов на рынки с минимальными затратами. А необходимость создания дорогостоящей транспортной инфраструктуры для транспортировки нефти конечным потребителям, наоборот, значительно снижает эффективность месторождения. При оценке этих затрат следует рассмотреть ключевые факторы, влияющие на принятие решения в пользу одного (или нескольких) маршрутов. Здесь необходимо учитывать общий и ежегодный объем экспорта, затраты на добычу, особенности законодательства и права в добывающих и транзитных странах, возможности сохранить качество нефти при поставках по диверсифицированным маршрутам и разными видами транспорта, естественные географические ограничения экспорта, особенности транспортной инфраструктуры, прогноз предложения, перспективы спроса и т.д.

Автора настоящей статьи интересовала не столько величина перспективных ресурсов нефти региона, разработка которых может быть начата в будущем, сколько оцененный экономический потенциал разведанных месторождений, позволяющий хотя бы приблизительно рассчитать стоимость ее доставки на мировой рынок в рамках реально работающих международных консорциумов. Для этого мы выбрали четыре крупных консорциума, созданных на основе соглашений о разделе продукции (СРП) и уже осуществляющих добычу или приступающих к ней в ближайшие годы (см. табл. 1). Один из них — Азербайджанская международная операционная компания (АМОК), разрабатывающая месторождение Азери — Чираг — Гюнешли. А три консорциума работают в Казахстане: ТенгизШеврОйл (ТШО — месторождения Тенгиз и Королевское), Карачаганакская интегрированная организация (KIO — месторождение Карачаганак) и Казахстанская северо-каспийская операционная компания "Аджип КСО" — месторождение Кашаган.

Таблица 1

Отдельные нефтяные проекты Азербайджана и Казахстана

Международные

Запасы,

Инвестиции,

Добыча, млн т/г

Транспортная

консорциумы

млн т

млрд долл.

2002

2005

2010

2015

инфраструктура

АМОК

730

12,7

6,5

20

50

50

Баку — Супса / Новороссийск

БТД

ТШО

1 200

20

12,5

14

25

25

КТК

КИО

400

5

5

12

20

20

КТК

Аджип КСО

1 700

9*

6,5

20

60

БТД

Всего

4 030

24

52,5

115

155

* — первый этап.

Источник: нефтяные компании, MEDIA-PRESS, CNA, RusEnergy и др.

Особенности и ограничения транспортной инфраструктуры

При выборе перспективных маршрутов экспорта каспийской нефти следует учесть существующий и прогнозный спрос (и предложение) в сочетании с естественными географическими ограничениями ее транспортировки на мировые рынки. С этих позиций особенности поставок обусловлены не только объемами запасов, но и их расположением — регион находится между основными сегодняшними и перспективными рынками сбыта (Европа и Азия), с одной стороны, а с другой — между основными поставщиками (БСВ, Россия) на мировые рынки.

Этот рынок уже поделен между крупными поставщиками, сложились основные маршруты доставки нефти до главных потребителей (см. табл. 2). Так, в 2002 году общая добыча превысила 3,5 млрд т, а экспорт — 1,9 млрд т1. Крупнейшие экспортеры: страны БСВ, Африки, бывшего СССР и Латинской Америки (соответственно 44%, 15%, 13% и 12% от общего экспорта).

Таблица 2

Структура поставок, потребления и добычи нефти в мире в 2002 г. (млн т)

Поставки          В

США и Канаду

Лат. Амер.

Европу

Японию

Китай

Азию — Австрал.

Всего

Потребление

Внутрен. добыча

Из

США, Канады

0

16

11

4

1

6

38

984

486

Лат. Америки

202

0

23

1

1

8

235

296

514

Европы

82

4

0

1

4

10

101

771

326

Бывш.СССР

10

7

215

1

8

23

264

154

458

БСВ

122

15

161

195

39

327

859

207

1 015

Африки

75

16

123

9

16

47

286

119

376

Японии

0

0

0

0

2

2

4

243

0

Китая

1

1

0

4

0

11

17

259

169

Азии — Австралии

21

0

54

35

30

0

140

491

212

Всего

513

59

587

250

101

434

1 944

3 524

3 556

Рассчитано по: The BP Statistical Review of World Energy, June 2003.

Благодаря развитию соответствующей инфраструктуры, особенно морского транспорта и сети терминалов, можно минимизировать риски транзита в рамках единых правил игры, построенной на принципах справедливой конкуренции, недискриминации, взаимодополняемости и взаимной выгоды. В 2002 году океанскими танкерами был перевезен практически весь мировой экспорт нефти — около 1,9 млрд т (55% добычи). Самыми "узкими местами" нефтетрафика в мире являются2 Ормузский (750 млн т нефти в год), Малаккский (500 млн т), Баб-эль-Мандебский (150 млн т) и турецкие проливы (80 млн т), Суэцкий (150 млн т) и Панамские каналы (50 млн т). Перебои в их работе приводят к резким колебаниям цены на этот товар и к потенциальной угрозе срыва снабжения нефтью. Прямой ее экспорт по трубопроводам крайне ограничен — в мире есть лишь единичные примеры ее перекачки по схеме "суша — суша" (например, трубопровод "Дружба", проложенный из России в Европу), хотя нефтепроводы играют основную роль при транспортировке внутри стран и в доставке с месторождений к морским терминалам.

Очевидно, что, имея запасы и годовой уровень предложения нефти на экспорт ниже 10% мирового, каспийский регион в принципе не будет "вторым Персидским заливом". Тем не менее он имеет мировое значение и его роль будет весьма значительной, поскольку прогнозируется устойчивое повышение спроса, соответствующее росту мировой экономики. Наибольший спрос на каспийскую нефть ожидается в странах Западной Европы. В частности, существенную долю потребностей Европы и Северной Америки удовлетворяют Норвегия и Великобритания (в 2002 г. их чистый экспорт составил около 275 млн т), которые имеют соотношение Р/П (резервы/производство) на уровне 5—8 лет, то есть к концу десятилетия ожидается начало падения добычи на месторождениях Северного моря и по мере их истощения спрос на замещающую каспийскую нефть в этих регионах будет расти. Перспективен для каспийской нефти рынок США (в 2002 г. около 540 млн т), который также ощутит на себе сокращение поставок североморской нефти, и китайский рынок, где в течение десятилетия ожидается значительный рост спроса на нефть.

Таблица 3

Структура экспорта нефти из стран Каспийского моря в 2001 и 2002 гг. (млн т)

Поставки

     

Через

       
 

Порты России

Украину, Беларусь

Грузию

Другие*

Всего

Из

Новорос-сийск

 

При-

         
 

Туапсе

КТК

морск

Одесса

"Дружба"

Супса

   

Казахстана

3,3

1,5

0

8,1

2,5

 

7,1

22,5

 

3,6

12,5

0,8

6,6

3,6

 

3,4

30,5

Азербайджана

2,5

       

5,8

0

8,3

 

2,5

       

6,2

0

8,7

Туркменистана

           

5,6

5,6

             

6,4

6,4

Всего

2001

5,8

1,5

0

8,1

2,5

5,8

12,7

36,4

2002

6,1

12,5

0,8

6,6

3,6

6,2

9,8

45,6

* — экспортные поставки без применения трубопроводного транспорта.

Источник: Нефтегазовая вертикаль, 2003, № 2; Министерство транспорта Грузии [www.mtc.gov.ge].

Ныне нефть региона направляют к портам Черного, Балтийского морей и в Восточную Европу по трубопроводам. Кроме того, в относительно меньшем объеме ее доставляют железнодорожным транспортом (см. табл. 3). В 2001—2002 годах весь этот экспорт составил соответственно 46 и 36 млн т, причем его основная часть — транзитом по территории России. Одно из важнейших ограничений дальнейшего наращивания экспортного потенциала региона и удовлетворения вышеуказанного спроса — отсутствие эффективных схем транспортировки на мировой рынок. Географическое положение (удаленность от основных рынков сбыта, отсутствие прямого выхода к морю) предопределяет необходимость строительства магистральных нефтепроводов и транзита по территории хотя бы одной, а часто двух, трех и более стран. С середины 1990-х годов соперничают две концепции экспорта каспийских энергоносителей — горизонтальных и вертикальных потоков, то есть на запад и восток или на север и юг. Первая опирается на проекты строительства нефтепроводов Баку — Супса, Баку — Тбилиси — Джейхан (БТД) и Казахстан — Китай, газопроводов Баку — Тбилиси — Ерзерум и Туркменистан — Афганистан — Пакистан — Индия. Вторая основана на увеличении пропускной способности нефтепроводов через Россию — Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), Атырау — Самара и его соединении с новыми российскими портами на Балтийском море, а также на строительстве трубопроводов Казахстан — Туркменистан — Иран (КТИ). Основные характеристики, условия транспортировки и ряд особенностей некоторых действующих или близких к реализации перспективных проектов даны в табл. 4.

Таблица 4

Основные экспортные нефтепроводы стран Каспийского региона

Нефтепровод

Длина,

Инвестиции

Мощность1

Тариф2

Тариф на всем

км

млрд долл.

млн т/г

долл. на 100 т/км

протяжении, долл./т

Баку — Супса

830

0,565

7,5 (10)

0,39

3,2 (1,9; 1,3)5

Баку — Новороссийск

1 410

0,4—2

5 (15)

1,11

15,67

КТК

1 510

3,2

28,2 (67)

1,72

26

Атырау — Новороссийск

2 160

15 (25)

1,5; 0,73

19

Атырау — Приморск

2 660

та же

1,5; 0,73

22,5

Атырау — Одесса

2 380

та же

1,5; 0,73; 0,75

20,5

Атырау — Польша

2 360

та же

1,5; 0,73; 0,5

20

БТД3

1 750

2,95

50 (60)

1,08

196

Актау — БТД4

375 — 500

>20

1 — в скобках возможности увеличения мощности; 2 — тарифы в странах транзита (при отсутствии единого тарифа); 3 — процесс строительства; 4 — процесс переговоров; 5 — только транзитные платежи в пользу стран транзита; 6 — Black Sea Energy Survey, OECD/IEA, 2000. Р. 28.

Источник: Транснефть, MEDIA-PRESS, RusEnergy и др.

Российское направление

Основные маршруты экспорта (за исключением Баку — Супса и строящегося БТД) проходят по территории России. Подобная односторонность приводила (и приводит) к значительным сложностям для добывающих стран. В числе этих трудностей можно отметить проблемы законодательного характера, потери от полного прекращения (или ограничения) объемов транзита и смешивание разных сортов нефти в этих трубопроводах.

Смешивание сортов каспийской нефти обуславливает серьезные потери для экспортеров. До недавнего времени на мировом рынке котировалась только российская нефть — сорта "Юралс" и "Сайбериан лайт", а нефть из Азербайджана и Казахстана при ее перекачке по трубопроводам транспортной монополии "Транснефти" смешивалась с российской нефтью и продавалась на рынке как смесь "Юралс". Поскольку каспийская нефть лучше российской по качеству, то ее экспортеры несли ощутимые потери, а фирмы России получали необоснованные выгоды. С началом экспорта каспийской нефти напрямую, в обход трубопроводов "Транснефти" (через Супсу и КТК), на мировом рынке появились котировки новых сортов: "Азери лайт" и "Тенгиз". Разница в ценах на эти сорта и российской "Юралс" с октября 2001 года по декабрь 2002-го составила в среднем 1,81 и 1,15 долл. за баррель3. И только в 2002-м от ухудшения качества нефти при ее перекачке через систему "Транснефть" (2,5 млн т) Азербайджан потерял около 33 млн долл., следовательно, на такую же сумму получили дополнительные бонусы экспортеры "Юралс". В связи с этим понятна заинтересованность (наряду с доходами от транзита) российской стороны доставлять каспийскую нефть по своим трубопроводам. По оценкам специалистов, после ввода в эксплуатацию КТК из-за снижения качества экспортируемой нефти ежегодные потери российских нефтяных компаний составляют около 200 млн долл.4

Если эта проблема в принципе решаема и зависит от доброй воли российских структур, то естественные географические ограничения транспортировки, в сочетании с нынешним и прогнозным спросом и предложением, — существенное препятствие для наращивания экспорта каспийской нефти с использованием российских маршрутов. Ближайшие российские пункты для ее вывода на мировой рынок — порты Черного моря, к которым по трубопроводам в 2002 году доставлено и ушло на экспорт около 19 млн т каспийской нефти. К тому же вскоре ожидается увеличение этого показателя до 35 млн т, в частности, за счет полного использования мощностей КТК, так как это направление дает возможность каспийским странам доставлять нефть в средиземноморские страны Европы. В связи с этим южное направление (через Новороссийск) — самое напряженное, особенно после ввода в строй в 2001 году трубопровода Суходольная — Родионовская, позволяющего доставлять нефть в Новороссийск, минуя территорию Украины. Однако дальнейшее увеличение экспорта затруднено, поскольку данный порт часто приостанавливает работу из-за плохих погодных условий. Так, в 2002 году он был закрыт 85 дней (в среднем почти два дня в неделю), что в связи с сокращением объемов экспорта приносит нефтяным компаниям крупные убытки.

Другое, даже более существенное ограничение в наращивании объемов экспорта через порты Черного моря — низкая пропускная способность турецких проливов. В условиях интенсивного движения и высоких нагрузок на окружающую среду этих проливов и прилегающей к ним территории необходимо хотя бы частично пересмотреть конвенцию Монтрё по улучшению мер безопасности прохождения судов. Это позволит разработать более эффективную и рациональную транспортно-торговую политику. Однако, несмотря на такие меры, очевидно, что через данные проливы невозможно беспредельно наращивать перевозки. Кстати, они становятся все дороже, в частности, из-за принятия тех же мер безопасности.

Второе направление экспорта каспийской нефти — трубопровод "Дружба", по которому российскую и казахстанскую нефть доставляют в Восточную Европу: через Беларусь — в Польшу и Германию, а через Украину — в Чехию и Венгрию. У этого маршрута — по нему в 2002 году перекачали 3,6 млн т казахстанской нефти — наряду с особенностями, рассмотренными выше (смешивание разных сортов и т.д.), есть существенный недостаток — нефть поставляют на рынок, где у покупателей имеются широкие возможности диверсифицировать источники поставки, а у поставщиков сеть сбыта ограничена инфраструктурой трубопроводного транспорта. В подобной ситуации равновесие спроса и предложения на нефть устанавливается при цене, более низкой, чем при прочих равных условиях. Так, цена на нефть сорта "Юралс", поставляемая в страны Восточной Европы по трубопроводу "Дружба", в среднем ниже на 1 долл. за баррель, чем цена этой же нефти в Новороссийске, и на 1,4 долл. ниже, чем в Северо-восточной Европе или в средиземноморских государствах5, что при предполагаемых объемах поставки обусловит каспийским экспортерам большие потери.

На балтийском направлении (как возможном варианте экспорта каспийской нефти) в ближайшие годы ожидается существенное увеличение мощностей. Это связано с вводом в строй (2001 г.) первой очереди Балтийской трубопроводной системы (БТС), позволяющей экспортировать из российского порта Приморск 12 млн т нефти в год (с перспективой увеличения до 42 млн т). Однако в 2002 году через БТС было отправлено менее 1 млн т казахстанской нефти. Для максимальной загрузки этого порта "Транснефть" планирует увеличить транзит каспийской нефти и уже переориентирует экспорт из прибалтийских портов.

Подобные действия государственных органов России (решения о загрузке трубопроводов принимает специальная правительственная комиссия) приносят нефтекомпаниям прямые экономические убытки, связанные с ухудшением условий транспортировки нефти из Приморска до Западной Европы, по сравнению с доставкой через порт Вентспилс. Так, стоимость фрахта танкера до Роттердама обходится дороже на 6—9 долл. за т нефти6. Кроме того, в зимнее время в районе Приморска трудные условия навигации: если Финский залив полностью покрывается льдом раз в 10 лет, то его восточная часть — каждый год. В связи с этим для проводки танкеров в порт и обратно необходимо использовать ледоколы, что влечет за собой простои танкеров и другие убытки, которые в общем оцениваются в 1,5 млрд долл. в год7.

Таким образом, у всех маршрутов балтийского и черноморского направлений экспорта (через Приморск, Вентспилс, Новороссийск и др.) есть общий недостаток — низкие глубины проливов Большой Бельт, Эресунн (Зунд) и Босфор (около 12, 8 и 20 м соответственно) ограничивают судоходство, в результате чего по Балтийскому морю могут ходить танкеры грузоподъемностью не более 80—100 тыс. т, по Черному — не свыше 150 тыс. т. Это существенно повышает издержки транспортировки, а также ограничивает потенциальный рынок сбыта нефти только северо-западным и средиземноморским регионами Европы.

Кроме того, необходимо отметить жесткую политику российских структур, преследующих энерго-экономические интересы своего государства, имеющего, как нам представляется, разные приоритеты на разных этапах освоения ресурсов Каспийского моря. Вначале основным из них было максимальное ограничение выхода каспийской нефти на мировой рынок, что позволило бы сохранить рынки сбыта своей нефти и обеспечить допуск российских компаний к каспийским проектам, для чего использовались все возможные механизмы. В настоящее время приоритеты России заключаются в привлечении экспортного потока каспийской нефти в свои трубопроводы, что даст возможность его контроля с целью получения экономической прибыли (от транзита и разности качества нефти), а также политических дивидендов как от стран-производителей, так и потребителей нефти.

Южное и восточное направления

Определенные перспективы имеет южное направление экспорта каспийской нефти. В северных провинциях Ирана наблюдается существенный энергодефицит, что связано с необходимостью доставки нефти с месторождений на юге страны и с высокими затратами на транспортировку из-за сложной географии местности. В 2002 году Астана возобновила прерванные в 1998 году нефтяные своповые сделки с Тегераном (когда Казахстан в обмен на свою нефть, поставленную в северные районы Ирана, получал эквивалентное количество его нефти в Персидском заливе) и к концу года экспортировала около 1 млн т. Нефть перевозят в танкерах по Каспийскому морю в иранский порт Нека, откуда по трубопроводу ее доставляют до Тегерана и Тебриза. Разработан проект трубопровода КТИ, протяженностью 1 710 км, мощностью 25 млн т в год и стоимостью 2 млрд долл. (до Тегерана).

Однако если объемы поставок превысят спрос североиранских НПЗ (он составляет 7 млн т в год) и нефть пойдет дальше — на юг от Тегерана, то изменятся не только технические, но и политико-экономические аспекты транзита, так как на пути к Персидскому заливу трубопровод будет проходить по обширным горным районам, что увеличит транспортные расходы Тегерана. Для их компенсации необходимо повысить транзитный сбор для иностранных поставщиков, а это снизит коммерческую рентабельность маршрута. Кроме того, Иран — крупный экспортер нефти, и если он заинтересован в замещении нескольких ее млн т, то его заинтересованность в продаже нескольких десятков млн т чужого сырья вызывает сомнения. В случае падения цен на нефть, Иран как член ОПЕК, c одной стороны, должен будет выполнять решения этой организации по ограничению добычи, с другой — в качестве транзитного государства обеспечивать бесперебойные поставки нефти из стран-конкурентов. Появление этой нефти на родных для Тегерана рынках создаст ему ненужную конкуренцию, что может подтолкнуть Иран к ограничению объемов транзита не выше определенного уровня или к установлению таких транспортных тарифов, в которые была бы заложена компенсация возможных потерь из-за усиления конкуренции. В этом случае экономическая эффективность иранского транзита остается под вопросом.

Для экспорта каспийской нефти весьма перспективно восточное направление, поскольку в Китае наблюдается стабильный рост спроса: в 2001 году чистый импорт этого сырья составил 76 млн т, а в 2002-м — 90 млн т8. В настоящее время Казахстан доставляет нефть в КНР (100 тыс. т в месяц) по железной дороге (через переход Дружба — Алашанькоу). Подготовлен проект трубопровода для перекачки нефти по этому направлению. Его строительство означало бы создание нового экспортного коридора, выход нефти Казахстана на динамично развивающийся рынок сбыта Китая, а при ответвлении этой магистрали на юг, и освоение Индии. Астана ослабила бы сбытовую зависимость от Европы, где сегодня она продает почти всю свою нефть, а также уменьшила бы транзитную зависимость от России, через которую это сырье транспортируется. Китай получил бы источник поставок, альтернативный импорту из стран Персидского залива, откуда КНР доставляет около 40% всей закупаемой нефти. Однако реализацию этих проектов ограничивает ряд объективных причин, в частности спрос на нефть наблюдается в основном в восточных регионах Китая, куда прокладывать трубопровод экономически невыгодно. Однако если возникнет достаточная по объему и стабильная потребность в нефти в СУАР и к тому же если можно будет "раздробить" трубопровод на несколько более мелких, экономически самостоятельных участков общей китайской "трубы", то и магистраль из Казахстана в КНР окажется экономически эффективной. К такому звену следует отнести открытый в 2003 году нефтепровод Атырау — Кенкияк (мощностью 6 млн т в год), а также проект трассы Кенкияк — Аральск — Кумколь, который ныне находится на стадии технико-экономического обоснования (эти работы намечено завершить к 2005 г.). На первых этапах эти трубопроводы будут перекачивать нефть на запад, однако после реконструкции и строительства ветки из Центрального Казахстана до границы Китая появится возможность использовать их и в реверсивном режиме. Перспективы этого направления значительно повысятся в случае увеличения у китайских компаний соответствующей ресурсной базы в Казахстане. Такие перспективы возникли в начале 2003 года, когда британская компания BG, одна из участниц консорциума "Аджип КСО", разрабатывающего оффшорное месторождение Кашаган (казахстанский сектор Каспийского моря), заявила о выходе из проекта и продаже своей доли (16,66%). Желание купить эту долю за более чем 1,2 млрд долл., высказали две ведущие китайские компании — Национальная оффшорная нефтяная компания и "Синопек". Однако другие члены консорциума ("Аджип", "Роял Датч/Шелл" и др.), использовав преимущественное право на покупку, приобрели и пропорционально поделили между собой долю BG. Это (а также принятое Россией решение о строительстве трубопровода из Сибири в Восточный Китай) было оценено как серьезная неудача упомянутого выше проекта, ухудшающая перспективы восточного направления экспорта каспийской нефти.

Западное направление

В рамках этого направления мы выделили два маршрута, проходящих по территории Грузии: трубопроводы Баку — Супса и БТД. Первый из них частично свободен от недостатков, характерных для магистралей к российским портам на Черном море: смешивание разных сортов нефти, а также проблемы собственности и государственного регулирования деятельности этих трубопроводов (как КТК). На основе договоров, имеющих международный статус, права на владение и пользование (но не отчуждение) трубопроводом Баку — Супса принадлежит АМОК (сроком 30 лет), а тариф на прокачку нефти по всей его протяженности составляет 3,2 долл. за тонну, что фактически представляет собой налоговые платежи странам-транзитерам (см. табл. 4). Вместе с тем основной недостаток этого маршрута связан с ограниченной пропускной способностью турецких проливов и с невозможностью использовать крупные танкеры (дедвейтом в 300 и 500 тыс. т).

От этих недостатков свободен главный экспортный маршрут западного направления — трубопровод Баку — Тбилиси — Джейхан пропускной способностью 50 млн т в год, пуск в эксплуатацию которого намечен на 2005 год. Однако, несмотря на явные достоинства этого маршрута, его реализация сталкивается с жестким сопротивлением. Было высказано огромное количество мнений, фактов или просто дезинформации, в основном политического характера, не подкрепленных экономическими расчетами. Среди аргументов противников БТД рассмотрим лишь имеющие отношение к экономическим аспектам проекта. Основной из них — нерентабельность магистрали, что оппоненты БТД пытались объяснить недостаточным для ее полной загрузки количеством нефти в Азербайджане. Но этот довод оказался несостоятельным и был отвергнут после подтверждения минимальных извлекаемых запасов — около 700 млн т. Такое количество нефти обеспечивает экономическую жизнеспособность отдельного инфраструктурного транспортного проекта. Кроме того, положительный фактор (в плане привлечения необходимых объемов транспортируемой нефти) — присоединение к этому проекту компаний "Эни", "Тоталь", "Филипс", "Инпекс", которые не участвовали в АМОК, но входят в консорциум "Аджип КСО", разрабатывающий в Казахстане крупнейшее месторождение Кашаган. Приобретение ими 15% акций (при планируемой пропускной способности БТД в 50 млн т в год) резко повысило шансы на то, чтобы ежегодно закачивать в этот трубопровод 7,5 млн т казахстанской нефти.

Следующий аргумент противников БТД — высокая стоимость его сооружения, приводящая к необходимости установить высокие цены на прокачку нефти. Проблема в том, что, с одной стороны, тариф должен быть достаточно высоким, позволяющим получать доход, обеспечивающий покрытие эксплуатационных издержек, выплату транзитным странам и получение соответствующей прибыли на вложенный капитал. С другой стороны, чтобы привлечь интерес компаний, владельцев нефти, тарифы на ее прокачку должны быть достаточно низкими. В ходе детального инжиниринга проекта затраты на его реализацию были определены в 2,95 млрд долл. С учетом этих затрат удалось определить оптимальный вариант тарифа, вполне приемлемый для нефтяных компаний и вместе с тем позволяющий получить достаточную прибыль на вложенный капитал. Проведенные нами расчеты показали, что внутренняя норма доходности (ВНД) проекта составляет около 19% и он окупится максимум за 10 лет эксплуатации даже при дисконтной ставке в 10% и при ежегодных эксплуатационных и транзитных расходах, составляющих 5% от капитальных вложений. При тарифе в 24 долл. за тонну, что также рассматривают учредители, БТД окупится за шесть лет, а ВНД проекта увеличится до 21,5%.

Особенно остро критикуют БТД отдельные неправительственные природоохранные организации, которые требуют не только большей транспарентности и экологичности проекта (с чем невозможно не согласиться), но и высказывают замечания к его экономической стороне. При этом они ссылаются, в частности, на исследования, проведенные Институтом государственной политики Джеймса А. Бейкера III, где на основе соответствующих расчетов утверждается, что транспортировка каспийской нефти в итальянские порты с использованием трубопровода Баку — Супса будет в два раза дешевле, нежели по магистрали Баку — Тбилиси — Джейхан9. Критический анализ этого, безусловно, глубокого и компетентного исследования выходит за рамки настоящей статьи. Однако необходимо заметить, что после его публикации произошли существенные изменения, с самой публикацией не связанные. В частности, в этой работе предусматривается, что пропускная способность БТД не превысит 40 млн т/г, капиталовложения составят 4,14 млрд долл. А в настоящее время проектируемая мощность рассчитана на 50 млн т/г, при этом на инвестиции необходимо выделить не более 2,95 млрд долл. Вызывает сомнение и приведенный в исследовании предполагаемый тариф за перекачку нефти по трубопроводу Баку — Супса (3,65 долл. за тонну, при его мощности 75 млн т/г и стоимости работ 1,6 млрд долл.). Ведь только транзитные платежи Азербайджану и Грузии (без учета стоимости капитала и эксплуатационных расходов) ныне составляют 3,2 долл. за т (см. табл. 4). С учетом сказанного очевидна некорректность критики неправительственных организаций при ссылке на данное исследование.

Тем не менее отрицательная позиция этих НПО стала одной из причин задержки открытия международными финансовыми институтами кредитной линии для БТД. В случае инвестирования ими этого проекта за счет "свободных общественных средств" появится возможность увеличить количество и улучшить качество общественно и социально значимых программ, реализация которых намечена в рамках строительства БТД. В ином случае могут пострадать в первую очередь именно эти программы, поскольку БТД будет построен и без помощи международных финансовых институтов, а необходимые капиталовложения предоставят, разумеется, на рыночных условиях коммерческие банки, редко финансирующие социальные программы, что несколько повысит процентные ставки за кредит и скажется на рентабельности БТД. Прежде всего это коснется Азербайджана, в частности, для получения внешнего финансирования Баку необходимы соответствующие гарантии, требующие значительных финансовых затрат при обслуживании, покрытие которых, скорее всего, будет осуществляется за счет прибылей от нефти из доли Баку после ввода трубопровода в эксплуатацию. Это может несколько сократить общие доходы республики от реализации БТД, преимущества которого при использовании большегрузных танкеров для доставки нефти потребителям в разные регионы мира даже повысятся.

Таблица 5

Издержки транспорта при экспорте каспийской нефти в разные регионы мира

долл./т Экспорт в

Сред. море

Сев-зап. Европу

США Вост.

США Залив

Маршрут

Баку — Супса* + Suez

8,0

13,0

13,7

15,5

Баку — Новороссийск + Afra

22,5

29,8

30,9

33,5

КТК + Suez

30,8

35,8

36,5

38,3

Атырау — Новороссийск + Afra

25,9

33,1

34,2

36,4

Атырау — Приморск + Afra

29,7

35,0

37,5

Атырау — Одесса + Afra

27,4

34,6

35,7

38,3

БТД + Vlcc

21,0

22,4

23,9

24,9

Актау — БТД** + Vlcc

26,0

27,4

28,9

29,9

* — без учета стоимости капитала и эксплуатационных расходов трубопровода.

** — издержки доставки нефти из Актау до Баку приняты 5 долл./т.

Анализ приведенных данных показывает, что при поставках в Европу и в США наименьшие издержки достигаются за счет использования трубопровода БТД в сочетании с танкерами класса Vlcc (кроме маршрута Баку — Супса, тарифы которого не включают издержки стоимости капитала и эксплуатационных расходов трубопровода и действуют для экспорта из Азербайджана "ранней" нефти). Причем если минимальный выигрыш от экспорта в страны Южной Европы (по сравнению с другими маршрутами) составит 1,5 долл./т, то при доставке в Северо-западную Европу и США экономия превысит 7 долл. за одну тонну. Следующим (по убывающей предпочтительности) маршрутом при поставках в страны Южной Европы является экспорт из Новороссийска, причем как для азербайджанской нефти (по магистрали Баку — Новороссийск), так и казахстанской (Атырау — Новороссийск). Однако это направление существенно проигрывает другим маршрутам при поставках в более дальние регионы: при экспорте в Северо-западную Европу — по трубопроводам Актау — БТД и Атырау — Приморск, а при экспорте в США — по трассе Актау — БТД. С учетом сказанного очевидна целесообразность использования БТД не только для экспорта азербайджанской нефти, но и продления этой транспортной системы до порта Актау, то есть для доставки на внешние рынки казахстанской нефти.

Заинтересованность Астаны в БТД продекларирована еще в 1999 году, на Стамбульском саммите ОБСЕ, а с конца 2002-го ведутся переговоры между государственными компаниями Азербайджана и Казахстана — ГНКАР (SOCAR) и "КазМунайГаз" — с участием потенциальных инвесторов, по разработке правовой базы для создания нефтетранспортной системы Актау — БТД. В скором времени предполагается подготовить межправительственное соглашение, которое должно урегулировать проблемы соответствия законодательства двух стран международным договорам, обеспечить благоприятный режим привлечения инвестиций, а также их безопасность, создать условия для присоединения к проекту компаний, работающих в Казахстане.

Следующим этапом станет подготовка соответствующего соглашения между страной-транзитером и инвесторами. Этот документ, который будет базироваться на условиях межправительственного соглашения, определит обязательства и права сторон, вопросы налогообложения, а также доступа компаний-экспортеров к соответствующей инфраструктуре двух стран. Для управления транспортной системой Актау — Баку возможно создание "Транскаспийской компании", в которую войдут работающие в Казахстане четыре иностранные фирмы, уже участвующие в строительстве БТД. Кроме того, сообщалось о вероятности подключения к этому проекту еще 2—3 зарубежных нефтяных компаний и "КазМунайГаза". В рамках создания "Транскаспийской компании" и формирования коридора Актау — Баку ведутся работы по определению возможностей инфраструктуры в Казахстане и в Азербайджане.

Следует отметить, что этапы развития новой транспортной системы тесно увязаны с фазами освоения месторождения Кашаган, где "раннюю" нефть предполагается добывать с 2005 года (5—7 млн т в год). Для ее транспортировки в таком количестве целесообразно использовать морской транспорт, поскольку на Каспии соответствующая инфраструктура уже создана. Однако при объемах, превышающих 20 млн т, целесообразно проложить трубопровод, который свяжет Баку с Актау по дну моря. Сообщалось также и о намерении консорциума "Аджип КСО", разрабатывающего Кашаган, увеличить инвестиции и добывать на первом этапе около 22 млн т нефти в год, что является весомым аргументом в пользу строительства подводной трассы. Против такого решения традиционно выступает Россия, мотивируя это экологическими соображениями и лоббируя транзит "большой" нефти с казахстанского шельфа по своей территории, с использованием экспортных маршрутов через порты Черного и Балтийского морей. Рассматриваются и другие варианты, в том числе использование в реверсивном режиме трубопровода Баку — Новороссийск (частично) или строительство нового — из Новороссийска до порта Супса, с последующим его продолжением до Джейхана. Однако перспективы реализации этих проектов еще не определены, хотя можно отметить, что они в интересах не только России, но и Грузии, особенно с учетом возможности содействия решению конфликта в Абхазии. В целом привлечение казахстанской нефти в БТД, несомненно, повысило бы его экономическую эффективность, но и без того данный проект коммерчески жизнеспособен. К тому же он имеет огромное социально-экономическое и политическое значение для участвующих в нем стран.

Экономические выгоды реализации проекта БТД

Систему критериев, отражающую экономические выгоды нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан, можно свести к двум агрегированным показателям, характеризующим экономику проекта на микро- и макроэкономическом уровнях. Показатель максимальной чистой выручки (разность между выручкой и затратами) отражает прямой экономический эффект для государства и компаний на микроэкономическом уровне, а показатель "экономического мультипликатора" инвестиций — величину косвенного (сопряженного) экономического эффекта для социально-экономического развития страны на макроуровне.

Прямой экономический эффект БТД для государственных бюджетов формируется в течение всего срока эксплуатации трубопровода за счет доходов от продажи нефти (для Азербайджана 21—58 млрд долл., в зависимости от цен на нефть) и за транзит (для Азербайджана, Грузии и Турции соответственно 0,65, 0,75 и 1,5 млрд долл.). Вместе с тем за 20 лет работы трубопровода, ГНКАР получит 1,8 млрд долл., как компания, владеющая 25% в БТД, а фирма "Ботас" ежегодно будет иметь в среднем 70 млн долл. за эксплуатацию его турецкого участка10. Если же будет реализован альтернативный проект, то указанные выгоды для Азербайджана сохраняются, а для Грузии и Турции — нет.

Дополнительные прямые выгоды от магистрали Баку — Тбилиси — Джейхан появятся при сокращении транспортных издержек, причем их получателями (бенефициарами) станут как фирмы, участвующие в БТД и АМОК, так и государственные бюджеты. Вследствие сокращения этих расходов АМОК снизит эксплуатационные затраты на добычу и реализацию нефти, соответственно и объем нефти, направляемый на их возмещение. Это увеличивает общее количество прибыльной нефти и, естественно, доходы Азербайджана от продажи его доли. К тому же вырастут доходы членов АМОК и ГНКАР (последняя имеет в этом консорциуме 10% акций). В целом при сокращении транспортных издержек дополнительные прямые выгоды от эксплуатации БТД составят в среднем от 200 до 600 млн долл. в год, в зависимости от сравниваемых альтернативных маршрутов и рынков сбыта. Таким образом, будучи более привлекательным для инвесторов, БТД эффективее и для участвующих в проекте государств.

Косвенный экономический эффект от реализации этого проекта характеризуется показателем "экономического мультипликатора" инвестиций, механизм действия которого заключается в следующем. Кругооборот финансовых средств (инвестиции и эксплуатационные затраты) порождает за пределами БДТ платежеспособный спрос на дополнительные товары и услуги, то есть фактически на новые предприятия и производства, а значит, появятся новые рабочие места, в результате чего увеличится валовой выпуск продукции сопряженных отраслей. Вовлеченные в этот процесс люди будут тратить свою заработную плату на приобретение товаров и услуг, стимулируя развитие производства предметов потребления. Поскольку доход предприятий и населения облагается налогами, растет и налоговый доход государства, которое, в свою очередь, тратит дополнительно полученные средства, вызывая новые кругообороты финансов, товаров и услуг. Каждый цикл поступления доходов вносит свой дополнительный вклад в общий экономический и социальный эффект проекта, а каждое приращение дохода распространяет этот эффект на всю экономику.

Исследования, выполненные для КТК и БТД, показали, что значения мультипликатора для капиталовложений в строительство и эксплуатацию нефтетранспортных систем колеблются в диапазоне от 1,5 до чуть более 3 долл. (т.е. каждый доллар инвестиций в такие проекты не только увеличивает ВВП страны на такую же сумму, но и обеспечивает 0,5—2 долл. дополнительного роста). А мультипликатор занятости существенно (иногда в десятки раз) превышает величину мультипликатора ВВП11. Эффект такого мультипликатора занятости объясняется весьма низкой заработной платой в отраслях косвенной экономической активности стран транзита. Вследствие этого значительные расходы при реализации нефтетранспортных проектов способны обусловить создание в отраслях косвенной (по отношению к этим проектам) экономической активности большого числа относительно "дешевых" рабочих мест, а это означает занятость дополнительно десятков тысяч человек. Таким образом, можно сделать следующий вывод: будучи эффективным источником привлечения инвестиций в транспортную инфраструктуру, а также инструментом их перераспределения в пользу сопряженных отраслей, БТД инициирует мощные мультипликационные эффекты и обеспечивает позитивные последствия для всей экономики, что сказывается на основных социально-экономические показателях стран-участниц.

В Грузии за январь — июнь 2003 года рост ВВП составил 8,6% (за 2002 г. — 5,4%), а показатели в строительстве увеличились до 46% (в годовом исчислении). Высокие темпы роста в этой отрасли в основном обеспечены работами по БТД, хотя активная фаза реализации этого проекта началась только в апреле. Поскольку в структуре ВВП Грузии доля строительной сферы достигает 5%, то ее вклад в обеспечение роста ВВП составляет 2,3%. Аналогичная ситуация складывается и в области инвестиций — доля вложений в реализацию этого проекта на территории Грузии за тот же период составила 45% от объема всех инвестиций в нефинансовые активы страны. В ближайшие два года продолжатся крупные вложения средств в рамках капитальных затрат данного нефтепровода — в его грузинский участок планируется направить около 520 млн долл., в том числе 225 млн долл. — на строительные работы, 120 млн долл. — на компенсацию землевладельцам, 90 млн долл. — на закупку труб и 85 млн долл. — на другие капитальные затраты12, что должно обеспечить сохранение положительной тенденции роста основных макроэкономических показателей страны на краткосрочную перспективу.

Косвенный экономический эффект в основном носит временный характер, ибо с завершением строительства и пуска трубопровода сохранится только мультипликационный аспект, связанный с ежегодными затратами на эксплуатацию магистрали, которые на порядок ниже капитальных. Ослабление действия косвенных эффектов реализации БТД особенно важно для Грузии, где прямые эффекты для государственного бюджета составят в среднем всего 38 млн долл. в год. А это обязывает правительство детально разработать соответствующие мероприятия для предотвращения снижения достигнутого уровня темпов роста. В Азербайджане, в отличие от Грузии, отрицательное действие ослабления косвенных эффектов будет сбалансировано усилением прямых эффектов — крупными доходами нефтяной отрасли и государственного бюджета от реализации нефти.

Однако у Баку возникнет другая проблема — как избежать последствий так называемой "голландской болезни", когда преуспевающий сырьевой сектор может стать причиной нарушения макроэкономического равновесия, искажения обменного курса национальной валюты, что послужит барьером для привлечения инвестиций в другие отрасли экономики. Методы и пути решения этой проблемы известны из мировой практики, и Азербайджан уже приступил к ее решению. В частности, в 1999 году был основан "Государственный нефтяной фонд" (по примеру Норвегии), в котором накапливаются валютные поступления от всех видов деятельности нефтяных компаний: доходы от реализации нефти и газа, бонусы, получаемые в результате реализации контрактов СРП, налоги и выплаты за транзит нефти по территории республики. В этом фонде уже аккумулировано около 800 млн долл., из которых часть средств выделена на финансирование определенной доли ГНКАР в трубопроводе.

Наряду с государствами, участвующими в проекте, существенные экономические выгоды получат и западные страны. Появление в средиземноморском бассейне значительных объемов каспийской нефти вызовет общее снижение цен на нее в Южной Европе и частично вытеснит с рынка менее качественное северо- и западноафриканское, а также российское сырье. Кроме того, уменьшится зависимость США от импорта ближневосточной нефти, поскольку увеличатся поставки на американский континент вытесненных из Европы западноафриканских сортов, туда же будет поступать часть каспийского сырья, не освоенного НПЗ средиземноморских государств. Получат экономические выгоды и страны Северо-западной Европы, куда будет направлена часть российской и североафриканской нефти, вытесненной из средиземноморского бассейна.

Таким образом, реализация БТД окажет содействие формированию диверсифицированных и взаимозаменяемых источников добычи, потребления и маршрутов транспортировки энергоресурсов Каспия. Это позволит:

  • добывающим странам (Азербайджану и Казахстану) надежно и с наименьшими затратами экспортировать свою продукцию, а также иметь доступ к альтернативным внешним рынкам потребления;

  • крупным потребителям энергоресурсов (странам Европы и Северной Америки) обеспечить устойчивое снабжение мирового рынка нефти, разнообразить источники ее поставки и уменьшить зависимость от отдельных стран или регионов.

  • транзитным государствам (Грузии и Турции) стать необходимым связующим звеном между странами, добывающими и потребляющими энергоресурсы, и приобрести важную международную экономическую функцию, что обеспечит им возможность еще большей интеграции в мировую экономику.


1 См.: The BP Statistical Review of World Energy, June 2003. P. 7—10.
2 См.: International Oil Transportation, Dr. Jean-Paul Rodrigue, Dept. of Economics & Geography, Hofstra University, N.Y., USA, 1998.
3 См.: Petroleum Argus, Nefte Transport, Vol. I, 11 December 2002. P. 27.
4 См.: Ведомости, 1 июня 2001.
5 См.: Petroleum Argus, Former SU Energy, Vol. VIII, No. 3, 24 January 2003. P. 13.
6 См.: Petroleum Argus, Nefte Transport, Vol. I. P. 28.
7 См.: Известия, 14 апреля 2003.
8 См.: The BP Statistical Review of World Energy, June 2003. P. 7, 10.
9 См.: Предложения НПО относительно займов или гарантийных обязательств МФИ по проекту БТД // Экология и права человека. Вып. 791, 29 июля 2002.
10 BTC Project, Summary of Project Benefits, Oil and Gas Revenues, Supplementary Lenders Information Pack, April 2003 [www.caspiandevelopmentandexport.com.]
11 См.: Tvalchrelidze A. International Economic Projects in the Southern Caucasus and Trends of Sustainable Economic Development. The Center for New Institutional Social Sciences, The International Research Workshop, 28 May — 1 June 2003, Washington University in St. Louis, St. Louis, Missouri, USA.; Конопляник А. Анализ эффекта от реализации нефтегазовых проектов СРП в России для бюджетов разных уровней // Нефтяное хозяйство, 2000, № 10.
12 См.: Georgian Economic Trends, GEPLAC, 2002, No. 3. P. 10.

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