ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ТУРКМЕНИСТАНА: ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ

Аждар КУРТОВ


Аждар Куртов, старший научный сотрудник Российского института стратегических исследований (Москва)


Еще в годы горбачевской перестройки Туркменистан сумел сохранить более высокие темпы роста реального ВВП, чем Россия и другие союзные республики, ныне входящие в СНГ. По данным Мирового банка и МВФ, ежегодный прирост ВВП в 1985—1990 годах в Туркменистане составлял 2,6%, тогда как в России — 1,7%, а в среднем по сегодняшним государствам СНГ — всего лишь 1,3%. Распад СССР, разумеется, не мог не отразиться на экономике республики, которая была частью единого народнохозяйственного комплекса. Более того, по ряду аспектов она весьма зависела от своих северных соседей, фактически не имела современных промышленных предприятий и была ориентирована преимущественно на добычу природного газа и выращивание хлопка. Причем и они по большей части вывозились за пределы республики через союзные структуры.

Отчасти это объяснялось географическим положением республики, а также особенностями ее новейшей истории. Границы с Ираном и Афганистаном были жестко охраняемым "железным занавесом". После гражданской войны и утверждения власти большевиков часть населения Туркестана, недовольная новыми порядками, эмигрировала в эти страны и там участвовала в борьбе против Советов. Постепенно их борьба угасала и после крушения надежд на поражение СССР во Второй мировой войне фактически сошла на нет. Тем не менее Иран вплоть до исламской революции рассматривался в Москве как государство, идущее в фарватере антисоветской политики США, что, естественно, препятствовало полноценному расширению контактов Туркменистана со своими южными соседями. Впрочем, следует отметить, что большую часть ХХ века ни Иран, ни Афганистан не были привлекательными экономическими партнерами. При двух последних шахах из династии Пехлеви газ и хлопок Туркменистана не могли быть востребованы в Иране в силу полуколониального характера экономики этого государства. Самое же главное, что государства Персидского залива, расположенные южнее Туркменистана, по большей части обеспечены еще более дешевыми углеводородными ресурсами.

Для экономики Туркменистана эти обстоятельства на первый взгляд должны были только усилить неблагоприятные последствия, вызванные крушением хозяйственных связей после ликвидации Союза. Однако этого не произошло. Несомненно, потери были немалые, но отнюдь не катастрофичные. Более того, ситуация в Туркменистане выглядела даже лучше, чем во многих других бывших союзных республиках. Падение ВВП продолжалось до середины 90-х годах (–4,7% в 1991 г., –5,3% в 1992 г., –7,6% в 1993 г.). В целом в странах СНГ в тот же период наблюдался более существенный спад (–9% в 1991 г., –18% в 1992 г., –12% в 1993 г.). Уже в 1994 году предполагалось, что Туркменистан преодолеет спад и добьется роста ВВП, однако именно из-за ситуации в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК) это произошло позднее.

В ведущей, газодобывающей отрасли дела обстояли неважно. По оценкам МВФ, к 1992 году на долю природного газа приходилось примерно 60% номинального ВВП республики. В период Горбачева она давала около 90 млрд. куб. м газа. С распадом СССР добычу вынужденно сокращали. В 1992 году она составляла 60,1 млрд. куб. м, в 1993 году — около 65,3 млрд. куб. м. Однако в 1994 году произошел обвал — было добыто лишь 35,7 млрд. куб. м — и падение продолжалось до 1998 года. Причем в том же, 1998-м, внутреннее потребление газа в республике впервые за долгий период превысило 10 млрд. куб. м. Планам увеличения экспорта газа в Европу не суждено было сбыться. В 1992 году Россия перечислила Туркменистану валютную выручку от экспорта всего лишь 11,3 млрд. куб. м газа, а в 1993 году оплатила лишь последнюю поставку — 8,2 млрд. куб. м.

Несколько лучше обстояли дела с нефтью: обвал был не столь значительным, как в газовой отрасли. Если в 1991 году в Туркменистане добывали 5,4 млн. т нефти, то в 1996 году — 4,3 млн. т. Следует отметить, что из всех республик Центральной Азии за этот период лишь Узбекистану удалось увеличить добычу нефти: с 2,8 млн. т в 1991-м до 7,6 млн. т в 1996 году. Узбекистан также обеспечивал газом Таджикистан, Кыргызстан и южные районы Казахстана. Причем попытки Ашгабада продать свой газ этим потребителям на более выгодных условиях неизменно разбивались о непреклонную позицию Ташкента.

Именно отсутствие адекватных и свободных для Ашгабада маршрутов экспорта углеводородного сырья — основная причина, сдерживающая сегодня развитие топливно-энергетического комплекса Туркменистана, а следовательно, и всего народнохозяйственного комплекса республики.

Углеводородное сырье — основное богатство страны

В советское время внутреннее потребление природного газа составляло лишь около 10 млрд. куб. м. Практически весь объем добычи либо шел на экспорт, либо на топливо для теплоэлектростанций, причем 2/3 электроэнергии также экспортировали.

Эти избытки позволили руководству Туркменистана дать населению республики в бесплатное пользование природный газ, электроэнергию и воду, и жители страны не знают тех "прелестей" жизни без тепла и света, которые стали частым явлением во многих регионах бывшего Союза.

В обыденном сознании большинства жителей Европы Туркменистан — сплошная пустыня, по которой кочуют караваны верблюдов. Однако эта экзотическая картинка далеко не во всем достоверна. В республике много орошаемых земель, но их продуктивность в советское время была крайне низкой, что, в сочетании с культивированием одного лишь хлопка, не позволяло ей обеспечивать себя основными видами продовольствия.

Между тем в ее недрах таился мощный рычаг подъема сельского хозяйства и промышленности. Таким рычагом стал потенциал топливно-энергетического комплекса. Предотвращение падения экономики, ее общий подъем и структурная реорганизация не могли бы быть успешными, если бы не опирались на реинвестирование финансовых ресурсов, полученных в ТЭКе. Возросшие доходы от экспорта углеводородов стали основным источником внутренних накоплений. Уже в 1992 году газ и нефть в товарной структуре экспорта в постсоветские страны составляли 64,3%, тогда как еще в 1990 году — только 28,2%, а электроэнергия соответственно — 5,6% против 2,7%.

Трубопроводы как стратегический фактор развития

Однако в первой половине 90-х годов газовый сектор Туркменистана был тотально зависим от магистрального трубопровода Средняя Азия — Центр. Только по этой трассе добываемый в республике природный газ, пересекая границы Узбекистана и Казахстана, мог попадать в Россию и далее к потенциальным его потребителям. Крупные месторождения — Малай, Шатлык, Довлетабад, расположенные на востоке, юго-востоке и юге страны, работали исключительно на загрузку этого газопровода.

Ситуация еще более осложнялась тем, что северный маршрут оказался не только единственным, но и недостаточно доходным. Действительно платежеспособными потребителями в тот период были лишь западноевропейские страны, в основном Германия, Италия, Австрия и Чехия. А стоимость туркменского газа значительно увеличивали высокие транзитные тарифы. Например, на территории Узбекистана и Казахстана они составляли 1,5 долл. за прокачку 1 000 куб. м на 100 км, а на территории России и Украины и того выше — 1,75 долл. В таких условиях, с одной стороны, для Туркменистана было принципиально важным, чтобы отпускные цены на его северной границе с Узбекистаном были бы как можно выше. А именно этого долгое время Ашгабад не мог добиться, в частности из-за позиции российского РАО "Газпром", не заинтересованного в ограничении собственных экспортных возможностей без получения дополнительных прибылей. С другой стороны, высокие тарифы создавали дополнительные трудности потребителям.

Дело в том, что мировые цены на природный газ в начале 90-х годов не были столь высокими (правда, для Туркменистана плюсом было уже то, что он стал ориентироваться на мировые цены, которые превышали "плановые" расценки советского периода). Природный газ не биржевой товар, как, например, нефть, хлопок или золото, то есть на мировом рынке его нельзя продать по мировым ценам и в сжатые сроки. Кроме того, основные потребители туркменского газа не страны Западной Европы, а государства СНГ, в частности Украина, Грузия, Армения и Азербайджан. А поразивший их экономический кризис не позволял им расплачиваться не только полноценной свободно конвертируемой валютой, но зачастую даже товарами по бартеру. В результате все они оказались должниками Туркменистана и, разумеется, не были заинтересованы в повышении цены на туркменский газ (реально они платили не более 60% от его мировой цены).

Россия в странах СНГ также сталкивалась с некредитоспособностью потребителей ее газа, причем в гораздо больших масштабах, нежели Туркменистан. Более того, проблемы с оплатой за российский газ у Москвы регулярно возникали и со странами Восточной Европы. В этих условиях российский "Газпром" считал, что туркменскому газу нецелесообразно давать "зеленый свет" в Европу: это явно уменьшало возможности самой России на европейском рынке. Надо сказать, что похожие разногласия у России были не только с Туркменистаном, но и с Казахстаном, когда он претендовал на прокачку своего газа с месторождения Карачаганак1. Тем не менее следует признать, что руководство "Газпрома", воспользовавшись своей монополией на трубопроводы, сознательно не искало компромисса с Ашгабадом, а "давило" на Туркменистан.

Необходимо отметить, что магистральный газопровод Средняя Азия — Центр, пять "ниток" с диаметром труб по 1 220—1 420 мм, построен в 70—80-е годы. Трубопроводы, как и любые другие сложные инженерные системы, со временем стареют, и их необходимо ремонтировать. Причем в периоды "простоя трубы" это старение зачастую не уменьшается, а усиливается. По имеющейся информации, в рабочем состоянии сегодня находится только одна "нитка". А средств на ремонтные работы из-за бесконечных споров между Ашгабадом и российскими газовиками не было.

Туркменистан пострадал не только в связи с прекращением поставок газа в Россию, после обретения независимости сходные проблемы возникли и в отношениях с Узбекистаном. Природный газ с туркменского месторождения Самандепе в советское время десять лет поставлялся в соседнюю республику, на Мубарекский газоперерабатывающий завод. А Узбекистан, руководство которого взяло курс на обеспечение топливной независимости страны, перешел исключительно на собственные ресурсы и отказался от поставок туркменского сырья. В итоге месторождение Самандепе, расположенное как раз на границе этих республик, пришлось законсервировать.

Уже к середине 90-х годов снижение цены на газ только на один доллар за тысячу кубометров сокращало экспортные доходы Туркменистана на 50 млн. долл. Фактически же газ Туркменистана с конца 1993 года шел только в Украину и в республики Закавказья, у которых были весьма серьезные проблемы с его оплатой.

Из-за разрыва прежних связей с российскими контрагентами испытал трудности и нефтекомплекс Туркменистана. Так, самый мощный в республике (производительность 6 млн. т в год, или 120,5 тыс. баррелей нефти в сутки) — Сейдинский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) был построен в 1991 году с расчетом на переработку сырья, которое должно было поступать из Тюмени. Для этих целей сооружен также и нефтепровод Тюмень — Сейди. В настоящее время он не действует, и Сейдинский НПЗ вынужден почти на 50% снизить загрузку своих мощностей, так как в этом регионе — на востоке Туркменистана крупные нефтяные месторождения не разрабатывают.

Тяжбы с Россией: страдают интересы обеих сторон

Российский "Газпром" смягчил свое отношение к Туркменистану в 1995 году. Тому было несколько причин. Пожалуй, основная из них заключается в том, что "Газпром" терпел значительные убытки из-за неплатежей потребителей российского газа в государствах СНГ, прежде всего Украины. Кроме того, на Украине в массовом порядке российский газ просто крали из трубопроводов. А отказаться от поставок в эту республику "Газпром" не мог, во-первых, по политическим мотивам и, во-вторых, из-за того, что через Украину проходит трубопровод в Европу. Вероятно, в "Газпроме" решили, что, коль скоро Ашгабад активно добивается увеличения экспорта своего газа, то пусть он и имеет "головную боль" от общения с некредитоспособными потребителями из бывших союзных республик. На долю Украины в тот период приходилось 92% экспорта туркменского газа. Причем Киев постоянно задерживал платежи, старался предоставить в счет оплаты свою явно неликвидную продукцию, причем по завышенным ценам. Учитывая это, от контракта с Ашгабадом Россия также рассчитывала получить дополнительный доход за транспортировку туркменского газа по своей территории.

Для реализации этих планов в начале августа 1996 года "Газпром" заключил с Ашгабадом соглашение о создании совместного туркмено-российского акционерного общества "Туркменросгаз". Туркменская сторона имела 51% акций, российская — 45%, а 4% получил третий участник проекта — международная энергетическая корпорация "Итера". В этом проекте она выступала в качестве оператора по транспортировке и продаже газа. В частности, предполагалось, что эта компания будет проводить и все финансовые расчеты. "Газпром" обязался предоставлять свои трубопроводы, а также снизил Туркменистану тарифы, установив цену в 1,1 долл. за прокачку 1 000 куб. м газа на 100 км. Туркменская сторона по соглашению отвечала за добычу и поставку газа.

Первоначально работа "Туркменросгаза" шла довольно успешно. Но вскоре возникли существенные разногласия из-за задержек в расчетах. Корень проблем опять-таки заключался в неплатежеспособности Украины. При попустительстве госпредприятия "Укргазпром" потребители украли из хранилища, расположенного на территории этой республики, около 3 млрд. куб. м газа, за которые Киев платить отказался. Кроме того, правительство Украины, гарантировавшее оплату туркменского газа, в частности, поставками со своей стороны 600 тыс. тонн зерна, свои обязательства в полном объеме не выполнило. Ашгабад же, в соответствии с положениями контракта, предъявлял претензии прежде всего к "Итере", хотя и в отношении Киева также пошел на неординарные шаги — за три дня до намеченной даты был отменен официальный визит президента Украины Леонида Кучмы в Туркменистан. Ашгабад обвинял "Итеру" в недопустимом снижении доли валютной составляющей в цене за газ и в завышении тарифов на его транспортировку. "Итера", в свою очередь, убеждала Ашгабад в том, что газ прогонялся по обходным участкам трубопроводов. Претензии высказывались и в адрес "Газпрома", в частности, за то, что он не выполнил своих обещаний инвестировать средства в газовые месторождения Туркменистана. К тому же Туркменистан вновь стал претендовать на поставки газа в Европу. Весной 1997 года разногласия вылились в открытый конфликт с резкими взаимными обвинениями. Президент Туркменистана своим постановлением от 19 июня прекратил существование "Туркменросгаза" и приостановил поставки. По оценкам туркменской стороны, долги за газ, поставленный на Украину, в 1996 году составили 200 млн. долл., а в 1997-м — 257 млн.2 Фактически за период деятельности "Туркменросгаза" в Украину поставлено около 30 млрд. куб. м. "Итера" не выполнила своих обязательств оплачивать "живыми деньгами" 47% этого газа, а оплатила лишь 28%. Справедливости ради следует напомнить, что в 1997 году Киев рассчитался деньгами лишь за 3% поставляемого "Газпромом" российского газа.

Разрыв контракта больнее всего ударил по Туркменистану. Только за первое полугодие 1997 года ВВП республики сократился на 29%, добыча газа упала на 46%, производство электроэнергии — на 35%, нефтехимической продукции — на 30%. Однако в Ашгабаде сумели выдержать эти трудности. Вероятно, на столь твердую позицию Туркменистан заставили встать и события лета 1997 года, когда Россия необдуманно дала согласие на участие ее компаний в разработке спорного месторождения на Каспии. Общий же долг Ашгабаду на тот период оценивался в 2 млрд. долл., причем большая его часть была вынужденно реструктурирована и предполагала выплаты в течение шести лет.

В начале 1999 года было заключено новое соглашение о поставках туркменского газа в Украину. "Газпром" по-прежнему предоставлял трубопровод. "Итера" становилась оператором по транспортировке, без права на осуществление всего объема финансовых операций. Предусматривались непосредственные расчеты между Украиной и Туркменистаном. Согласованные объемы поставок — 20 млрд. куб. м газа. Однако теперь уже непосредственно Ашгабад почувствовал, что значит иметь дело с неплатежеспособным потребителем. Несколько месяцев Туркменистан поставлял в Украину газ фактически бесплатно, а когда ее долг превысил 100 млн. долл. соглашение было разорвано.

После очередного перерыва вопрос о транзите газа на север сдвинулся с мертвой точки 17 декабря 1999 года, когда Туркменистан и "Газпром" подписали рамочное соглашение о возобновлении поставок в Россию. Соглашение предусматривало прокачку 20 млрд. куб. м газа в течение 2000 года. В СМИ сразу же появились заголовки о том, что период "холодной газовой войны" между Россией и Туркменистаном закончился.

Этому соглашению предшествовали тяжелые переговоры. "Газпром" фактически настаивал на своей прежней позиции, желая закупать туркменский газ по 30—32 долл. за 1 000 куб. м. Более того, россияне хотели лишь 30% поставок оплачивать валютой, а 70% — бартером. Условия туркменской стороны — оплата 50 на 50, а цена — 40—42 долл. за 1 000 куб. м. Возможно, согласия так и не удалось бы достичь, но, к счастью, в России к тому времени произошла смена руководства. В декабре 1999 года новый премьер-министр страны Владимир Путин направил личное послание президенту Туркменистана, причем, как утверждают некоторые источники, это послание он написал от руки, что С. Ниязов расценил как знак уважения.

В конце концов стороны согласились на компромисс. Россия покупала газ на туркмено-узбекской границе по 36 долл. за 1 000 куб. м3, при этом доля валютной составляющей была 40%. Туркменистан соглашался с тем, что покупателем и оператором по транспортировке газа опять выступала компания "Итера", которая заключила соответствующий контракт с Государственной корпорацией "Туркменнефтегаз". Оплата за газ состояла из двух частей: валютной (т.е. "живыми деньгами") и бартерной. Причем "Итера" брала на себя риски, связанные с платежами потребителей, а бартерная составляющая предусматривала поставки "Итерой" различных товаров, в основном для строительства и оснащения объектов ТЭКа Туркменистана. Оплачивать же прокачку газа по трубопроводам транзитных стран предусматривалось не деньгами, а газом. Особо следует остановиться на том, что зачастую товарную часть оплаты за газ отдельные малосведущие журналисты трактовали как некие "кабальные" условия, якобы навязанные Туркменистану. Между тем это достаточно распространенная практика и в контрактах, заключаемых ведущими западными фирмами. Более того, учитывая небольшие валютные возможности Туркменистана и России, такая схема позволяла Ашгабаду получать на очень выгодных условиях необходимое оборудование для того же ТЭКа. Например, на эксплуатацию только одной буровой установки западного производства необходимо затратить от 250 тыс. до 1 млн. долл. в год. Эксплуатация же российских установок, изготовленных на знаменитом "Уралмаше", обходится на порядок дешевле. Так что выгодность сложных контрактов на самом деле складывается из массы параметров, не всегда лежащих на поверхности.

Значение этого соглашения было велико. Очевидно, что оно взаимовыгодно по целому ряду причин. Туркменистан получал гарантированный канал экспорта газа, доходы в бюджет и возможность наращивать добычу голубого топлива. По расчетам специалистов, за проданный в 2000 году России газ Ашгабад должен был получить порядка 770 млн. долл. Это, в частности, сразу же позволило начать модернизацию на одном из самых крупных газовых месторождений — Довлетабад-Донмез. Следующими в "пакете" проектов значились реконструкция компрессорной станции Ильялы и обустройство Бяшгызылского месторождения. "Итера" также предложила свое участие в разработке месторождений правобережья Амударьи, Бяшгызыл и Горабиль-Гуррукбильской группы. Стороны сразу же стали вести переговоры о закупках Россией 50 млрд. куб. м газа в 2001 году.

В результате на пороге нового тысячелетия Туркменистан, судя по материалам мировых финансово-статистических ведомств, вышел на первое место в мире по росту ВВП — 17,6%, оставив позади себя Южную Корею, Китай и Гонконг. При этом, по данным Национального института статистики и информации Туркменистана, 9,6% прироста ВВП дала именно газовая отрасль, на ее долю пришлось 20% ВВП страны. Добыча голубого топлива за 2000 год увеличилась более чем в два раза и составила 47 млрд. куб. м, из которых около 40 млрд. куб. м было экспортировано, в том числе более 30 млрд. — в страны СНГ. Внешнеторговый оборот в 2000 году увеличился в 1,6 раза и составил 4,3 млрд. долл., а положительный баланс внешней торговли вырос до 721 млн. долл. Доля природного газа — 50% экспорта, сырой нефти — 10%, нефтепродуктов — 20%. Экспорт газа увеличился в 3,2 раза, нефти — в 1,7 раза, нефтепродуктов — в 2,4 раза.

Контракт оказался выгодным и северному соседу Туркменистана — Казахстану, который смог "выдавить" из страны бельгийскую компанию "Трактебел", еще весной 1997 года получившую в концессию магистральные газопроводы, но затем вступившую в конфликт с правительством республики. В конце января 2000 года "Трактебел" вдвое увеличила тарифы на транспортировку газа по территории Казахстана, что грозило серьезными осложнениями. Однако уже в марте Астана приступила к ликвидации волюнтаризма бельгийцев. В результате существенно улучшились отношения Казахстана с "Газпромом" и подписано несколько взаимовыгодных соглашений.

России этот контракт также явно выгоден. После того как страна стала оправляться от дефолта августа 1998 года, вызвавшего резкое сокращение импорта, появились благоприятные условия для подъема собственной промышленности. Уже во второй половине 1999 года потребовалось больше энергоносителей, в том числе и природного газа. Сократить экспорт собственного газа ради удовлетворения возникших внутренних потребностей Россия не могла, так как это нарушило бы принятые ею обязательства по ранее заключенным контрактам. Кроме того, в 2000 году примерно на 5% снизилась добыча газа в самой России. Поэтому туркменский газ пришелся весьма кстати.

Вскоре после подписания контракта президент Туркменистана в своем выступлении по телевидению заявил: "Там, где они могут 36 долл. платить, то научатся и 45 долл. заплатить". Эти слова, по-видимому, стали в Ашгабаде руководством к действию. На исходе 2000 года республика выдвинула российской стороне новые условия, предложив увеличить оплату до 40 долл. за 1 000 куб. м газа, причем половину — валютой. Новые условия походили на те, что были обусловлены контрактом, заключенным 4 октября 2000 года на поставки 30 млрд. куб. м газа в Украину. В результате опять возникла конфликтная ситуация и поставки по собственно российско-туркменскому соглашению в очередной раз были приостановлены.

Ситуация осложнялась чисто российскими проблемами, где реформа ТЭКа связана с противостоянием двух монополистов — "Газпрома" и РАО "ЕЭС России". Учитывая разницу в оплате газа потребителями внутренними и в дальнем зарубежье, а также разную степень их ответственности за неплатежи по поставкам, "Газпром" настаивал на сокращении поставок российским энергетикам. При этом "Газпром" предлагал "ЕЭС России" закупать газ в Туркменистане. Отчасти отказ Ашгабада от поставок компенсировался тем, что в 2000 году возобновились поставки в Россию узбекского газа по Бухарскому газопроводу через Казахстан на Урал. Причем этот газопровод позволяет осуществлять реверсные поставки, что делает его выгодным и для Казахстана.

Остается добавить, что, по-видимому, на позицию Туркменистана оказали влияние и действия России, связанные с урегулированием правового статуса Каспийского моря. Москва предложила разделить его шельф по так называемой срединной модифицированной линии, что по ряду аспектов Туркменистану невыгодно.

16 февраля 2001 года "Итера" оформила контракт на условиях Ашгабада. Соглашение предусматривает поставки в Россию 10 млрд. куб. м газа на сумму 400 млн. долл.

Пятиглавый туркменский орел смотрит на все стороны света

Еще в 1992 году Туркменистан стал намечать меры для выхода из географической "запертости" своих углеводородных ресурсов. А в августе 1994 года президент страны С. Ниязов принял участие в торжественной закладке первого участка нового экспортного трубопровода от месторождения Корпедже до североиранского города Курт-Куи. Проект предусматривал пуск этой магистрали через три года, что и было сделано. Предполагалось, что по 200-киллометровому газопроводу Туркменистан будет ежегодно поставлять в северные районы Ирана 8 млрд. куб. м природного газа. Это позволило бы Тегерану экономить 500 млн. долл. ежегодно. На строительство затрачено 190 млн. долл., причем в печати сообщалось, что расходы иранцев Ашгабад обязался компенсировать поставками газа по цене всего 9 долл. за 1 000 куб. м (в счет оплаты необходимо поставить 24 млрд. куб. м газа). Пока газопровод Корпедже — Курт-Куи на проектную мощность не вышел, ориентировочно это произойдет в 2006 году. За 1999 год по нему прокачали всего около 2 млрд. куб. м.

Отношения между Ираном и Туркменистаном вообще складывались весьма плодотворно. Поэтому южный вариант маршрута Ашгабад всегда рассматривал в качестве одного из приоритетов развития ТЭКа. Однако Иран не имел необходимых средств на инвестирование в строительство трубопроводов большой протяженности. Кроме того, в его южных провинциях было достаточно и своего голубого топлива из месторождений Персидского залива. Речь могла идти только о снабжении северных провинций, а следовательно, о не очень больших объемах газа, либо об использовании Ирана как транзитной страны в Турцию и далее в Европу. Впрочем, следует отметить, что к капиталовложениям в строительство нефтепроводов Туркменистан — Иран проявляют интерес компании "Петронас" и "Ласмо". Существует проект нефтепровода Туркменистан — Иран — Персидский залив, стоимостью 1,1 млрд. долл.

В декабре 1997 года компания "Шелл" и правительство Туркменистана заключили соглашение о подготовке технико-экономического обоснования проекта доставки газа через Иран в Европу. От месторождения Довлетабад, расположенного на юге Туркменистана, недалеко от иранского города Мешхед, он должен был пройти через Горган, Решт к Тебризу и далее — в Турцию. Предположительная стоимость газопровода — 7,6 млрд. долл. Однако не следует забывать, что и до того возникали не менее привлекательные проекты по этому региону. Например, по соглашению, заключенному между Анкарой и Тегераном в 1996 году, уже в начале 1998 года природный газ из Ирана должен был поступать в Турцию. Газопровод соединит иранский Тебриз и Эрзурум в Турции (иранский участок газопровода — 250 км, турецкий — 276) и далее пройдет до Анкары. Планировалось, что Турция будет покупать у Ирана 10 млрд. куб. м газа в год. Хотя намеченные сроки ввода в эксплуатацию не выдержаны, тем не менее проект реализуется, и участок до Тебриза уже построен. А весь газопровод, как считают эксперты, будет готов к 2003 году.

Вдобавок к построенному в 1997 году трубопроводу Корпедже — Курт-Куи в конце 2000 года вошла в строй новая магистраль Артык — Лютфабад для снабжения голубым топливом иранской провинции Хорасан. По этой трассе сейчас прокачивается 175 тыс. куб. м в сутки. Всего в 2001 году в Иран предполагается поставить 6 млрд. куб. м туркменского газа.

Что касается туркменской нефти, то в апреле 1998 года ее первые тонны поступили в Азербайджан, откуда намечался транзит по маршруту Баку — Али-Байрамлы — Батуми на мировые рынки. Работы вела британская компания "Монюмент ойл/газ". Первая партия — 4 700 тонн из туркменского порта Аладжа доставлена в Баку танкерами. Азербайджанские эксперты отмечали, что экспорт этой партии, скорее всего, явление временное, так как британская компания недавно подписала соглашение по "обмену" нефти с Национальной нефтяной компанией Ирана. Согласно этому соглашению туркменская нефть будет транспортироваться к северным границам Ирана, а эквивалентное количество иранской нефти — в порты Персидского залива и оттуда на мировые рынки. Подобный вариант естественно конкурировал с лоббируемым Азербайджаном, Турцией и США проектом Баку — Джейхан. Президент Туркменистана не подписал известную Анкарскую декларацию от 29 октября 1998 года, пункт 3 которой определял как "окончательное решение" проект основного трубопровода Баку — Тбилиси — Джейхан. Учитывая сложности с доставкой жидких углеводородов по трубопроводам, Ашгабад приступил к созданию собственного танкерного флота. Еще в 1997 году Исламский банк развития выделил на эти цели кредит в размере 11 млн. долл. Подряд на строительство первого нефтеналивного танкера емкостью 5 тыс. тонн распределялся при помощи тендера.

В то же время в республике упорно разрабатывали все более грандиозные планы строительства новых газовых магистралей, проектная стоимость которых составляла не один миллиард долларов. Один из таких проектов предусматривал юго-восточный маршрут транспортировки газа с месторождения Довлетабад через Афганистан в Пакистан — так называемый Центральноазиатский газопровод. Некоторое время в его разработке активно участвовали американская компания "Юнокал" и саудовская "Дельта ойл", в 1995 году оттеснившие от проекта аргентинскую фирму "Бридас". Позднее к проекту проявили интерес компании "Грезент груп" (Пакистан), "Хундаи" (Южная Корея), "Инпекс" и "Иточу" (Япония). Пропускная способность газопровода — 20 млрд. куб. м в год, а стоимость — 2,7 млрд. долл. Примечательно, что российскому "Газпрому" предлагали 10-процентное долевое участие в проекте. Есть еще один проект, по которому предполагается строительство нефтепровода от города Туркменабад (бывш. Чарджоу) через Афганистан к пакистанскому побережью Аравийского моря (порт Кветта). Его протяженность — 1 600 км, пропускная мощность — 50 млн. т нефти в год, ориентировочная стоимость — 2,5 млрд. долл.

С этими проектами, как полагают многие эксперты, связано, в частности, и отличное от большинства других стран СНГ весьма терпимое отношение Ашгабада к афганскому движению "Талибан". Однако ситуация в Афганистане не позволяет серьезным коммерческим структурам вкладывать значительные средства в столь рискованные проекты. Реальное их обсуждение фактически сошло на нет уже в 1998 году, к тому же из проекта вышла американская компания "Юнокал". Но сама идея не была отвергнута даже японцами, несмотря на варварские акции талибов против статуй Будды.

Еще более грандиозным выглядит проект строительства газопровода Туркменистан — Китай — Япония, протяженностью 6 658 км. Возможности осуществить его в обозримой перспективе у большинства специалистов вызывают сомнения — он очень дорог (11 млрд. долл.). Однако при участии Китайской национальной нефтегазовой корпорации, японской "Мицубиси" и "Эксон Туркменистан (Амударья) Лимитед" проводятся исследования по определению потенциала перспективных площадей на туркменском берегу Амударьи. В 2000 году на подступах к Кызылкумам, в частности на площади Гарагой, открыт ряд новых газовых месторождений.

Транскаспийский проект

Одним из приоритетов в развитии ТЭКа Туркменистана остается так называемый Транскаспийский газопровод. 29 октября 1998 года Ашгабад и Анкара заключили межправительственное Соглашение об исполнении проекта Транскаспийского газопровода Туркменистан — Турция — Европа. А уже в январе 1999 года все было готово к оформлению окончательного варианта его технико-экономического обоснования, выполненного американской компанией "Энрон". Этот внушительный проект предполагал строительство трубопровода от западного Туркменистана (по дну Каспийского моря) в Азербайджан и далее, по территории Грузии и Турции, на европейские рынки. По расчетам американских специалистов, это наиболее реальный путь туркменского газа в Турцию и Европу. Именно США изначально лоббировали Транскаспийский газопровод и на его реализацию выделили Туркменистану 750 тыс. долл.

19 февраля 1999 года в Ашгабаде подписаны соглашение о назначении американской корпорации "ПСГ Интернэшнл" (совместное предприятие "Дженерал электрик" и "Бехтел") спонсором-учредителем (оператором) Транскаспийского проекта и Меморандум о взаимопонимании, что означало практическую стадию формирования консорциума по строительству и эксплуатации этого газопровода. Предполагалось построить его за 28 месяцев, протяженность — от восточных месторождений Туркменистана (в частности от месторождения Шатлык) до турецкого города Эрзурум — около 2 000 км. Его мощность — 30—32 млрд. куб. м газа в год, сметная стоимость — 3 млрд. долл. Правда, некоторые зарубежные эксперты оценивают вероятную стоимость проекта в 16 млрд. долл. Через Каспийское море предполагается проложить две "нитки".

При успешном завершении строительства на первом этапе (десять лет) Туркменистан сможет продавать лишь 10 млрд. куб. м газа, при чистой прибыли только 20—29 долл. с каждой тысячи кубометров. По расчетам компании "Энрон", столь низкая рентабельность ставит под сомнение планы продления газопровода до Европы, равно как и удвоение его мощности. Постоянно растет и сметная стоимость проекта. Нельзя сбрасывать со счетов и другие риски (деятельность курдских повстанцев в районах вероятной трассы, сейсмоопасность региона, финансовые потрясения в Турции и т.п.).

Тем не менее 21 мая 1999 года Туркменистан и турецкая компания "Ботас" подписали рамочный договор о ежегодной, начиная с 2002 года, закупке Турцией 16 млрд. куб. м туркменского газа. Таким образом, Турция должна брать чуть более половины из предполагаемой пропускной мощности трубопровода в 30 млрд. куб. м, а 14 млрд. куб. м предназначалось для стран Европы. Эти обстоятельства совершенно неожиданно для Туркменистана стали поводом к новому витку конкурентной борьбы в регионе Прикаспия: договор между Туркменистаном и Турцией вызвал ревность Азербайджана. Необходимо отметить, что Турция, по сути, единственный ближайший сосед Азербайджана, который в состоянии стать привлекательным покупателем азербайджанского газа. Большинство других близлежащих государств в нем не нуждаются (Иран, Россия, Казахстан, Туркменистан). А Грузия, хотя и заинтересована в природном газе, но, во-первых, рассчитывает покрывать свои потребности за счет оплаты ей транзита чужого газа (все равно: туркменского или азербайджанского), а во-вторых, ее потребности невелики — порядка 100—150 млн. куб. м в год. Турция же только в 1998 году израсходовала 9,9 млрд. куб. м (по другим данным, 10,4 млрд. куб. м). По официальным расчетам правительства, уже в 2005 году ей нужно будет 46,3 млрд. куб. м, а в 2020 году, по прогнозам, 82 млрд. куб. м. Впрочем, по мнению Кембриджской ассоциации энергетических исследований, реальные потребности Турции более скромные, а уже заключенные ею контракты потенциально превышают потребности.

Как страна, претендующая на статус крупной региональной державы, Турция стала весьма активно реализовывать проекты экспортных трубопроводов именно в начале 90-х годов, то есть после распада СССР. События, связанные с введением эмбарго на экспорт нефти из Ирака, больно ударили по Анкаре, которая за 90-е годы потеряла на этом около 60 млрд. долл. Собственными энергетическими ресурсами Турция небогата, в достаточном для потребностей количестве у нее есть только уголь. Что же касается нефти, то ее добыча едва превышает 3 млн. т, а потребление — более 30 млн. т в год. С газом дела обстоят еще хуже: собственная добыча составляет не более 0,2 млрд. куб. м, а доказанные запасы — всего 9,5 млрд. куб. м. Поэтому Турция весьма активно ведет переговоры с рядом стран о поставках газа. Среди них: Россия, Алжир, Туркменистан, Иран, Ирак, Йемен, Катар, Нигерия, Египет.

Таким образом, что касается Транскаспийского проекта, то Азербайджан увидел в Туркменистане, вероятно, не только своего серьезного коммерческого конкурента, но и оценивал Ашгабад в более широком контексте — как наиболее перспективного партнера Турции среди тюркоязычных постсоветских республик. Поэтому летом 1999 года Баку заявил о своих претензиях на 50% мощности в Транскаспийском газопроводе, мотивируя их тем, что на азербайджанском месторождении Шах-Дениз обнаружены большие запасы газа. В Баку явно стремились затормозить работы по проекту. Ведь свои претензии Азербайджан огласил сразу же после того, как пробурил всего одну разведочную скважину. Даже если признать обоснованными моментально сделанные выводы об огромных запасах на месторождении Шах-Дениз, все равно должно пройти немало времени до начала их промышленной разработки. Расчет Азербайджана, по-видимому, в том, чтобы в будущем, используя ценовой фактор (естественно, что географическая близость к Турции должна была сказаться на стоимости азербайджанского газа), оттеснить Туркменистан как своего конкурента. Впрочем, в Ашгабаде не без оснований указывали, что себестоимость добычи туркменского газа в 2,5 раза ниже азербайджанского.

В Ашгабаде все происшедшее восприняли как очередной вызов, довольно резко заявили о неприемлемости изменений, ухудшающих его шансы на будущую продажу больших объемов своего газа, и предприняли ответные меры. 6 августа 1999 года Туркменистан и "Шелл" заключили соглашение о стратегическом альянсе. Одновременно "Шелл" подписала соглашение с "ПСГ Интернэшнл" о своем фактическом присоединении к проекту Транскаспийского газопровода. Компания "Шелл" проявила большой интерес к проекту и потому, что рассчитывает в будущем разрабатывать не только шесть месторождений на шельфе, но и совершенно новое и неосвоенное месторождение Караджаовлак, запасы которого, по предварительным оценкам, составляют более 230 млрд. куб. м газа. Доля "Шелл" в Транскаспийском проекте составила 50%. В Ашгабаде надеялись, что заинтересованность этой компании ускорит реализацию проекта.

Однако работы застопорились. Полноценные источники финансирования так и не были найдены, а в печати появились сведения, что предварительные исследования американской фирмы "Энрон" якобы показали недостаточную эффективность проекта. Определенный удар по планам нанесли также заключенные в конце 1999 года договоренности с Россией о поставках туркменского газа.

В прессе ряда государств, в частности в азербайджанских СМИ, появились статьи, авторы которых расценили соглашения между Россией и Туркменистаном как односторонние успехи России и сдачу позиций Ашгабадом. Между тем очевидно, что загрузка готового к эксплуатации и простаивающего несколько лет газопровода — более нормальное и естественное решение для любого государства, чем длительное ожидание работы нового, пока же лишь намеченного в чертежах проекта. При этом Россия вовсе не претендует на то, чтобы Транскаспийский вариант был полностью похоронен. Следует отметить, что, несмотря на утверждения ряда заинтересованных лиц, вышеприведенные нами данные об энергетическом рынке Турции также свидетельствуют, что Транскаспийский трубопровод отнюдь не является конкурентом сооружающегося в настоящее время трубопровода в рамках проекта "Голубой поток" из России в Турцию по дну Черного моря. Расчеты показывают, что даже после того, как оба трубопровода войдут в строй, турецкий рынок газа не перенасытится. Хотя, конечно, надо учитывать, что "Голубой поток" уже давно находится в стадии строительства, к тому же реализуются контракты Турции с Нигерией, Алжиром и Ираном, а потенциально и с Азербайджаном. В связи с этим нельзя полностью исключать возможность того, что Турция, получив газ сразу из разных стран, может пересмотреть свои позиции по туркменским месторождениям.

Тернистый путь реформ

Определяя задачи реформирования народнохозяйственного комплекса, президент Туркменистана заявлял о необходимости создать рыночную экономику смешанного типа при сильном государственном макроэкономическом регулировании. При этом С. Ниязов ставил и конечную цель — "к рубежу столетия выйти на уровень развитых стран с богатым ресурсным обеспечением". В разработанной в 1993 году программе "10 лет стабильности" ТЭК имел приоритеты. Позднейшие события показали, что ставка на экспорт углеводородов себя оправдала, хотя не все задуманное удалось осуществить в намеченные сроки.

Если в 1990 году дефицит внешнеторгового баланса Туркменистана составлял 8,5% валового общественного продукта, то уже в следующем году ситуация принципиально изменилась — вместо дефицита образовалось положительное сальдо, которое составило 8,1%. А еще через год оно достигло 35,9%. Однако уже к середине 90-х резко обострилась проблема неплатежей стран-потребителей газа и республика была вынуждена существенно сократить его добычу.

В начале 1993 года было зарегистрировано всего лишь 70 совместных предприятий с зарубежным участием, а на начало 2001 года в республике насчитывается уже 658 совместных и иностранных предприятий. Весомое место среди иностранных фирм занимают компании, связанные с ТЭКом. Многие из них весьма известны. Так, активно работает американская компания "Мобил" — третья в мире. По блоку месторождения Бурун ее доля — 40%. В апреле 1998 года, во время визита в США президента Туркменистана С. Ниязова, было подписано соглашение об образовании "стратегического альянса" между компаниями "Мобил", "Монюмент" и концерном "Туркменнефть". Соглашение касалось участка Карашызлык (нефтегазовые месторождения Котур-Тепе и Барса-Гельмес), площадью 4 495 кв. км в западном Туркменистане. Оператором в этом проекте выступает "Мобил", доля участия которой — 52,4%. В июне 1998 года "Мобил" также выиграла тендер по спорному каспийскому месторождению Сердар (Капяз), но его разработка так и не началась. Компания еще более усилилась после образования гиганта "Эксон Мобил". Однако ее позиции уязвимы: США сами наложили ряд запретов на коммерческие связи с Ираном. Те же "Ласмо" и "Драгон ойл" добытое в Туркменистане сырье доставляют в иранский порт Нека на Каспии, а затем, по схеме договоров "об обратном выкупе", получают эквивалентную нефть в портах Персидского залива.

Для реформирования и структурной перестройки ТЭКа Туркменистан привлекает иностранные консалтинговые компании. С их помощью создана стратегия развития отрасли, как составная часть "Стратегии социально-экономических преобразований в Туркменистане на период до 2010 г.". Она предусматривает переход подразделений нефтегазовой отрасли на рыночные отношения. Среднегодовые темпы роста должны составить не менее 18% в год, и к 2005 году планируется увеличить добычу нефти до 28 млн. т, газа — до 85 млрд. куб. м, а к 2010 году соответственно 48 млн. т и 120 млрд. куб. м. Причем 33 млн. т нефти и 100 млрд. куб. м газа пойдут на экспорт.

В числе приоритетных направлений: опережающий прирост промышленных запасов нефти и газа; увеличение объемов и повышение эффективности глубокого разведочного бурения; ввод в эксплуатацию новых, восстановление и наращивание добычи на действующих месторождениях; строительство нефтегазоперерабатывающих и химических производств. Все более широко используются современные технологии повышения нефтеотдачи пластов и продуктивности скважин, в том числе термическое воздействие на пласт, горизонтальное бурение, гидропескоструйное перфорирование, сайклинг-процесс.

Туркменистан комплексно исследует и осваивает богатства шельфа Каспийского моря. Именно отсюда в ближайшем будущем предполагается черпать основные объемы добываемой нефти. Подсчитано, что обустройство и ввод в строй только трех каспийских нефтяных месторождений — Елбарс, Лачин и Чарлак — будет приносить республике более 15 млн. т нефти ежегодно. Прирост нефтедобычи на суше более скромный: из уже подготовленных к разработке месторождений рассчитывают добывать более 3 млн. т ежегодно. Всего же запасы туркменской части Каспия Ашгабад оценивает в 11 млрд. т нефти и 5,5 трлн. куб. м газа.

Освоение шельфа Каспийского моря — один из несомненных приоритетов Туркменистана. В августе 1998 года началось бурение первой морской скважины на месторождении Ливанова. Работы вела малазийская компания "Петронас", арендовавшая у национальной буровой компании Ирана самоходную плавающую установку "Иран-Хазар". Малазийская компания была первой среди иностранных партнеров Туркменистана и еще в 1996 году оформила соглашение о разделе продукции по трем месторождениям на шельфе: Баринова, Губкина и Ливанова. В конце ноября 1998 года на поисково-разведочной скважине месторождения Восточное Ливанова забил первый нефтяной фонтан. При этом глубина скважины превысила 4 200 метров, а выход составил 500 т легкой нефти и 770 тыс. куб. м газа в сутки. В настоящее время малазийская компания решает вопросы гарантированного сбыта газа и конденсата.

Туркменистан в конце 1999 года объявил, что на шельфе выявлено более 70 объектов, представляющих интерес, на море пробурено более 110 скважин, открыто 8 месторождений нефти и газа. К активному освоению месторождений Каспийского шельфа республику подталкивала и сугубо политическая причина. Дело в том, что при существенных разногласиях пяти прикаспийских государств о будущем правовом статусе Каспийского моря, Азербайджан первым в явочном порядке начал осваивать три морских месторождения, на которые претендовал и Туркменистан. Согласно схемам, имевшимся у Министерства нефтегазовой промышленности Туркменистана, месторождение Чираг (бывшее Каверочкин) расположено в 132 км от туркменского берега и 148 км от азербайджанского. Месторождение Азери (бывшее "26 Бакинских комиссаров") — в 118 км от туркменского и в 160 км от азербайджанского берега. Месторождение Кяпаз (туркменский вариант названия — Сердар, бывшее Промежуточное) — в 104 км от туркменского и в 184 км от азербайджанского. Тем самым, по мнению Ашгабада, Туркменистан имел больше прав претендовать на эти спорные территории. Ситуация вокруг них резко обострилась в 1997 году. К тому времени Туркменистан значительно отставал от Азербайджана в освоении шельфа. В 1997 году доля морских промыслов Туркменистана составляла лишь около 7% от общего объема добычи нефти. Поэтому в Ашгабаде решили наверстать упущенные возможности.

Специальным постановлением президента страны (№ 3300 от 14 августа 1997 г.) был объявлен тендер. Кроме того, С. Ниязов подписал обращение "К участникам первого раунда международного тендера по разведке и добыче углеводородов в пределах туркменского шельфа Каспийского моря". На первый раунд тендера выставили 11 из 30 ранее определенных нефтегазоносных блоков, общей площадью 22,5 тыс. кв. км, что составляло более 30% туркменского шельфа Каспия. По предварительным оценкам туркменской стороны, здесь залегает около 2,3 млрд. т нефти и 1,8 трлн. куб. м газа. Победители конкурса обязаны были предусмотреть участие в проектах на шельфе компании "Туркменнефть" с долей от 5 до 15 %. В дальнейшем Туркменистан планировал выставить на тендер спорные месторождения Азери и Чираг.

Отдельное и весьма перспективное направление развития ТЭКа — добыча нефти по соглашениям о разделе продукции с ведущими иностранными нефтяными компаниями. Среди них фигурируют известные в мире фирмы: "Мобил", "Монюмент ойл", "Петронас", "Dragon Oil". На больших территориях правительство выделило геологические блоки и определило этапы их освоения. При этом используется практика как прямых договоров с иностранными инвесторами, так и проведение тендеров. При согласии сторон на условия разработки конкретной структуры подписывается договор о разделе продукции и освоении договорных территорий. Пример работы по такому принципу — освоение компанией Объединенных Арабских Эмиратов "Драгон ойл" территории "Челекен" в туркменском секторе Каспия, где с морской платформы ЛАМ-22, на расстоянии 18 км от берега, бурят скважины. Эта компания оформила соглашение о разделе продукции в ноябре 1999 года и ведет буровые работы, используя кредит Европейского банка реконструкции и развития. Специалисты компании оценивают разведанные запасы нефти на договорной территории в 600 млн. баррелей, газа — 2,2 трлн. футов. В 2001 году заявку на участие в разработке месторождений туркменского сектора Каспия подала немецкая компания "Винтерсхалл" — дочернее предприятие корпорации "БАСФ".

Программой развития Туркменистана до 2010 года предусмотрено, что общий объем инвестиций в нефтегазовую отрасль составит 26,2 млрд. долл., или 51,7% от всего объема капиталовложений в народное хозяйство. При этом 23,3% инвестиций составят собственные средства Туркменистана, 21,7% — зарубежные кредиты, а 55% — иностранные инвестиции.

Необходимо отметить, что сотрудничество в этой сфере с Россией также может быть продуктивным для Туркменистана. Примечательно, что в 1999 году практически вся экспортируемая туркменская нефть (около 1 млн. т) попала на внешние рынки через Россию. Пока же контакты с иностранными партнерами в сфере нефтедобычи только набирают силу. Доля нефти, добываемой непосредственно государственным концерном "Туркменнефть", в несколько раз превышает добычу зарубежных фирм. К ним, в частности, относятся узбекские компании, разрабатывающие пограничное туркмено-узбекское месторождение Яшылдепе-Кокдумалак. Большие надежды руководство республики связывает также с внедрением более эффективного газолифтного способа добычи на крупнейших западных месторождениях — Барсагельмес и Котурдепе.

Добыча нефти, включая газовый конденсат, в 2000 году составила 7,1 млн. т (в 1993 г. — 4,6 млн. т, в 1999 г. — 6,1 млн. т). Начата разработка структур Небитлидже, Западный Небитлидже, Шатут, Герчек, Южный Камышлыджа. Прирост суммарных промышленных запасов на этих месторождениях составил 30 млн. т нефти. Добыча начнется в 2002 году и до 2016 года составит 10,6 млн. т.

Интерес иностранных компаний к нефти обусловлен тем, что здесь нет тех специфических трудностей, которые существуют с экспортом газа. Основные запасы жидких углеводородов сосредоточены в прикаспийском Балканском велаяте и на континентальном шельфе. Эту нефть сравнительно легко можно экспортировать. На экспорт может быть поставлена и продукция НПЗ, расположенного по соседству, в Туркменбаши. Осуществляющаяся модернизация нефтеперерабатывающих мощностей уже сегодня позволяет ежегодно производить 750 тыс. т высококачественного бензина. За 2000 год экспортировано более 1,3 млн. т мазута, 780 тыс. т дизельного топлива и около 100 тыс. т авиакеросина. Общая сумма поступлений от экспорта нефтепродуктов за прошедший год составила свыше 500 млн. долл.

Первые совместные разработки нефтяных месторождений начались в 1993 году, хотя они не были полностью удачными, так как в тот период общая добыча нефти в Туркменистане снизилась. Более перспективны проекты по месторождениям Бурун, Кызылкум и Каратепе, в разработке которых участвует британская компания "Монюмент ойл". Пока же добыча находится на уровне, при котором нельзя серьезно обсуждать идеи строительства экспортных нефтепроводов. Однако в будущем не исключено, что с ростом нефтедобычи такие проекты появятся.

Правовой базой, регулирующей деятельность как национальных, так и иностранных нефтяных и газовых компаний, служит принятый в 1996 году закон "Об углеводородных ресурсах". Он регламентирует полномочия государственных органов, частных компаний и других субъектов, осуществляющих операции с нефтью и газом. Этот документ имеет приоритет над другими нормативными актами по нефтегазовой отрасли. Для создания благоприятного климата и привлечения максимально большого числа иностранных инвесторов к развитию ТЭКа установлено право на полную компенсацию затрат, связанных с проведением работ в нефтегазовом секторе в оговоренных законом или заключенным договором случаях. Предусмотрен также широкий круг таможенных и валютных льгот. Остается добавить, что законодательные гарантии инвесторам закреплены также в законах "Об инвестиционной деятельности в Туркменистане" и "Об иностранных инвестициях в Туркменистане".

Увеличение добычи природного газа планируется за счет повышения эффективности использования действующих скважин и освоения подготовленных к разработке вновь открытых месторождений в Центральных и Заунгузских Каракумах, а также в Амударьинском нефтегазоносном бассейне.

В течение ряда лет крупнейшей стройкой Туркменистана стала полномасштабная реконструкция НПЗ в г. Туркменбаши. В качестве подрядчиков к этому проекту привлечен ряд иностранных компаний. Среди них: французская "Текнип", японские — "Иточу", "Чиода", "Ничимен", "Джей-Джи-Си", немецкая "Манесман", турецкая "Гама", Национальная иранская нефтеинжиниринговая и строительная компания. Реконструкция осуществляется в два этапа. На первом (до 2001 г.) предполагается повысить качество продуктов переработки углеводородного сырья до мировых стандартов, освоить производство полипропилена и смазочных масел. При этом объемы перерабатываемой нефти предполагается увеличить до 6 млн. т в год. На втором этапе (к 2010 году) мощности НПЗ будут увеличены до 9 млн. т нефти в год.

В феврале 2000 года завершено начатое в 1997 году строительство установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией, мощностью 750 тыс. т высококачественного бензина в год. В 2001 году также планируется завершить строительство завода по производству смазочных масел, мощностью 80 тыс. т в год. Начата подготовка к вводу в строй установки миллисекундного каталитического крекинга, рассчитанного на переработку 1,8 млн. т нефти в год. Общий объем инвестиций, направленных на увеличение мощностей этого НПЗ, — 1,3 млрд. долл.

Будет реконструирован и Сейдинский нефтеперерабатывающий завод, расположенный на востоке страны. Однако с ним возникают сложности: он работает исключительно на давальческом сырье и его реконструкция зависит от темпов роста нефтедобычи в Туркменистане. Намечено, что к 2010 году все НПЗ республики будут перерабатывать до 15 млн. т нефти в год.

За 2001—2005 годы руководство Туркменистана рассчитывает привлечь в ТЭК инвестиции, объемом 12,5 млрд. долл., а на втором этапе (2006—2010 гг.) — до 33,5 млрд. долл. При этом прямая экономическая выгода ожидается весьма скоро. За 10 лет общий объем реализованной продукции ТЭКа должен превысить общие инвестиции в отрасль на 3 млрд. долл. Показатель растущей финансово-экономической привлекательности вложений — улучшающаяся структура иностранных инвестиций. Так, если в 1998 году доля прямых иностранных инвестиций в общем объеме капиталовложений в нефтегазовую отрасль составляла только 26,2%, а заемные средства иностранных кредиторов — 25,2%, то уже в 2000 году они, соответственно, возросли до 31,2% и 39,5%. В будущем правительство делает ставку на резкое увеличение именно прямых зарубежных капиталовложений, что во всем мире считается одним из показателей благополучия инвестируемой экономики. В 2001—2005 годах доля прямых иностранных инвестиций в ТЭК должна возрасти до 53,6%, а доля заемных средств, наоборот, в общем объеме капиталовложений снизится до 22,6%. Намечено, что к 2010 году прямые иностранные инвестиции станут преобладающей формой капиталовложений — их доля увеличится до 85% от общего объема средств, планируемых на развитие отрасли. Иностранные же кредиты займут весьма скромное место — лишь 5%. Таким образом, руководство Туркменистана в своих планах на будущее стремится обеспечить экономический рост на наиболее благоприятной основе, без увеличения долговых обязательств перед иностранными партнерами до опасных размеров.

После масштабной разведки природных ресурсов, проведенной за последние годы, Ашгабад оценивает (в нефтяном эквиваленте) запасы углеводородного сырья страны в 34,5 млрд. т. Правда, ряд экспертов относится к этим данным с некоторым сомнением. Доказанные запасы нефти, по их мнению, составляют пока всего лишь 75 млн. т, а не 12 млрд. т, как утверждают руководители "Туркменнефтегаза". Однако разведка на большей части территории республики (особенно на шельфе) только начинается, и, возможно, подтвердятся именно надежды туркменских нефтяников. Доказанные же запасы газа действительно значительны — 3 трлн. куб. м. Но на каспийском шельфе могут обнаружить запасы, вчетверо превышающие этот показатель. Руководство же республики иногда говорит о 50 трлн. куб. м газа, но пока эти прогнозы не имеют достаточно серьезных оснований.

Стратегией развития ТЭКа предусмотрено, что к 2005 году экспорт нефти составит 16 млн. т, а природного газа — 70 млрд. куб м. К 2010 году эти показатели соответственно должны вырасти до 33 млн. т нефти и 100 млрд. куб. м газа. Но полноценное развитие экспорта углеводородов сдерживается отсутствием в регионе развитой сети трубопроводов. Руководство республики неоднократно заявляло о своем намерении добиваться разнообразия схем экспорта.

Успехи, обусловленные в том числе разблокированием северного маршрута транспортировки газа, позволили скорректировать и эти смелые планы. В нынешнем году Туркменистан планирует еще на 15% увеличить ВВП, инвестиции — на 73%. При этом доля государственных вложений составит около 90% от общей суммы. Предстоит добыть 10 млн. т нефти, 75 млрд. куб. м газа. Отдельный упор будет сделан на увеличение экспорта электроэнергии. В планах на среднесрочную перспективу обозначились новые рубежи: довести добычу нефти до 50 млн. т, а природного газа — до 120 млрд. куб. м в год.

Трудности с экспортом газа, вероятно, подтолкнули руководство Туркменистана к поиску нетривиальных путей использования углеводородных ресурсов. В советский период в республике не было предприятий химической переработки природного газа. Ныне на Наипском промысле построен завод по производству сжиженного газа, производительностью до 20 тыс. т в год. Создается промышленный комплекс по выпуску полипропилена, мощностью 200 тыс. т.

* * *

Итак, в нынешнем Туркменистане проблема транспортировки углеводородного сырья, главным образом природного газа, имеет первостепенное значение. Ее нерешенность сдерживает разведку и освоение новых, а также реконструкцию действующих месторождений. В результате ТЭК республики пока не в состоянии полностью реализовать свои возможности и стать надежной основой для модернизации всего хозяйства страны. Однако страна уверенно движется в этом направлении. Весьма благоприятна для Туркменистана и нынешняя мировая тенденция — увеличение доли природного газа в общем потреблении энергоносителей. Эта доля в 1999 году составила 24%.

С учетом очевидных выгод, которые получат Россия и Туркменистан в результате укрепления двустороннего сотрудничества, можно надеяться, что спорные проблемы в сфере платежно-расчетных отношений будут сняты и существующие уже сегодня мощности магистрального газопровода Средняя Азия — Центр окажутся максимально востребованными.


1 До 95% всего казахстанского газа добывают на трех месторождениях: Карачаганак, Тенгиз и Узень. Все они расположены на западе республики, вблизи магистрального газопровода Средняя Азия — Центр. На Карачаганаке добывается 34% казахстанского газа. Причем, по некоторым данным, "Газпром" приобретал газ (правда, неочищенный) с этого месторождения по цене в десять раз меньшей, чем у Туркменистана, — по 3 долл. за 1 000 куб. м.

2 Эти долги "Итера", несмотря на разрыв контракта, стала погашать в том же 1997 г. В сентябре компания перечислила в Центральный банк Туркменистана 20 млн. долл., еще на 70 млн. долл. в республику пошло продовольствие, товары народного потребления и производственно-технического назначения.

3 Впрочем, глава "Газпрома" Рем Вяхирев по-прежнему утверждает, что, по расчетам экспертов его компании, Туркменистану выгодно отдавать свой газ даже и по цене 26 долл. за 1 000 куб. м.


SCImago Journal & Country Rank
Biotriplex
clins.ru
Реклама UP - ВВЕРХ E-MAIL