УДК 336.2.622.27

АГЭУ. Гаджизаде Э.М.

Введение

В новой геополитической ситуации Азербайджан вновь превратился в место столкновения экономических интересов великих держав. Богатые природные ресурсы, благоприятные базовые условия для успешного развития и, с другой стороны, расположение вблизи перспективных рынков мирового хозяйства, а также нахождение на транзитной оси Европа-Россия-Ближний Восток-Юго-Восточная Азия обуславливает его геоэкономическую привлекательность. Данные условия позволяют Азербайджану быть ещё более ведущим звеном макрорегиона, а столице Баку стать метрополисом и аванпортом этого пространства. Несомненно, относительно адекватные условия есть в других Южно Кавказких республиках. Но разница в том что в этом разрезе большей мере играет роль её нефтяное богатство и нефть является бестселлером Азербайджана. Именно наличие богатых природных ресурсов, более выгодное географическое положение и адекватный экономический потенциал предопределяют значительное место республики в иерархии стратегических интересов ведущих стран мира в закавказском и прикаспийском регионе [3,8,9].

Сложившиеся традиции нефтегазодобычи, классическая отраслевая инфраструктура в совокупности с открытием крупных углеводородных месторождений в акватории Каспия дали новый импульс развитию национальной экономике и нефтяной индустрии страны. В результате прогрессивных тенденций 20 сентября 1994 года был подписан знаменитый договор, вошедший в нефтяную историю под названием «Контракт века». Начало освоения перспективных углеводородных ресурсов Каспия заложило основу новой эры в возрождении национальной экономики и привело к разработке нефтяной стратегии республики. Инвестиции, вложенные в нефтяную отрасль, сопровождаясь эффектом мультипликатора охватили и другие секторы экономики. «Контракт века» стал сильным толчком для заключения целого ряда последующих договоров. Число подобных контрактов к настоящему времени достигло 22. В этих договорах участвует 14 государств и 32 авторитетные нефтяные компании. В течение ближайших 20-25 лет в экономику страны намечается вложение крупных инвестиций на сумму 50-60 миллиардов долларов США, из которых на данный момент более 15%-ов уже реализовано [1,2,6].

Но не все планы предусмотренные в контрактах увенчались успехом. Из-за фактора нерентабельности выявленного в ходе разведочного бурения фактически свою деятельность прекратили 6 каспийских консорциумов. В республике эту ситуацию не считали бедой. Самое главное в широком спектре «парад» ведущих мировых транснациональных нефтяных компаний с участием материнских государств состоялся. Вышедшие из контрактной площади оставили в республиканском нефтяном секторе 500 миллион долларов заранее предусмотренных из 12 миллиард долларов инвестиций. Закрепив этим его инфраструктурное образование и геолого-экономическую информационную базу данных блок структур, потенциал запасов которых составляет 480 миллион тонн нефти [15,16].

Несмотря на концептуальные отклонения, проводимая национальная нефтяная стратегия в настоящее время осуществляется в еще более широком диапазоне. Сегодня уверенно можно сказать, что в республике сформированы структуры, обеспечивающие высокие объемы добычи и её хозяйственная жизнь вступила в новую активную стадию развития. Богатейшие углеводородные ресурсы стали основой создания Государственного Нефтяного Фонда Азербайджана, в котором уже аккумулировано около миллиардов долларов США, что позволит развить нефтяной сектор экономики, содействовать повышению роста уровня жизни граждан. Превращаются в реалии и много вариантности выхода на мировые рынки нефти и газа. Сегодняшние успехи дают основание полагать, что в ближайшие годы республика в действительности превратится в важнейшую экономическую зону, через которую энергоресурсы Каспия будут транспортированы на рынки Европы, а в результате реального возрождения Великого Шелкового пути Азербайджан станет транзитно-реэкспортным пространством для всего региона.

При всей примечательности перечисленных фактов вовсе нельзя полностью полагать о найденных решениях проблем, связанных с нефтью страны. Республике, богатой углеводородными ресурсами в структуре мировой экономики автоматически отводится место страны-экспортера сырой нефти и, не в меньшей мере, нефтепродуктов. А в перспективе, в случае благоприятного развития сценария, также и экспортером природного газа. На данный момент приоритетным направлением её экономической политики и нефтяной стратегии является «большая транспортировка» нефти республики на мировые рынки. Но строительство нового нефтяного транспортного коридора для перекачки большой нефти не ограничивается одним интересом Азербайджанской стороны. Динамически растущий потенциал углеводородных запасов Каспия диктует новые коммуникационные решения по транспортировке нефти на мировой рынок. Для осуществления этих намерений несомненно потребуется строительство большего количества экспортных трубопроводов.

Каспийский бассейн и энергетический потенциал Азербайджана

Открытие крупномасштабных углеводородных богатств на Каспии накануне развала Советского Союза и в следующем эпохальном периоде начало эксплуатации этих месторождений строго изменило баланс энергии и энергетической сырьевой базы планеты. Несмотря на разность в оценке энергетического потенциала Каспия большинство мнений стыкуются. Геологические и геофизические рассчеты показывают, что здесь совокупные прогностические запасы составляют около 25-30 миллиард тон. По подсчетам департамента энергетики США, запасы нефти региона оцениваются в 200 миллиардов баррелей [16]. В основном оптимистические прогнозные запасы всего углеводородного ресурса Каспия в эквиваленте нефти колеблются от 7-8 до 13-22 миллиардов и некоторых источников даже до 50 миллиардов тонн. Но эти факторы не превращают регион в Ближний Восток. Большинство экспертов в области нефтедобычи соглашаются с тем, что нефтяные запасы Каспия составляют не менее 10 процентов от ближневосточных. Вместе регионы Персидского залива и Каспийского моря располагают примерно 800 миллиардов баррелей нефти. Для сравнения, нефтяные запасы Северной и Южной Америки и Европы составляют менее 160 миллиардов баррелей. В соответствии с долгосрочными энергетическими прогнозами, к 2050 году Персидский залив и Каспийское море будут давать более 80 процентов мировой добычи нефти и природного газа. В отдельности Каспийский регион в течении 50 лет станет самым крупным поставщиком углеводородных ресурсов в Европу. Начиная с 2005-го года здесь ежедневная добыча достигнет 5 миллиаонов баррелей. В 2015 году нефтедобыча в регионе составит 250-300 миллионов тонн. Эти прогнозы если будут признаны верными, в ближайшем будущем каспийская нефть может составить одну пятую мировых запасов и Каспийский регион станет крупнейшим поставщиком нефти не только в Европу, но и во всем мире [4,11,14].

Прогнозируемые углеводородные запасы на Каспии в условном топливном эквиваленте распределяются между региональными государствами в разрезе: Казахстану - 13-14 миллиардов тон, Азербайджану - 7-8 миллиардов тон, Туркменистану - 5 миллиардов тон, России - 1 миллиард тон, и Ирану - 2 миллиарда тон.

Азербайджанский сектор моря площадью в 78,8 тысяч км², который составляет 20,8% всей акватории наиболее изучен. Почти половина начальных потенциальных ресурсов республики сосредоточена именно в шельфовой зоне Азербайджанского сектора Каспия. Здесь отечественными специалистами выявлено 145 перспективных структур. Природные ресурсы нефти и газа в Азербайджанском секторе Каспия продолжается уточнятся местными источниками и иностранными компаниями. Предполагается, что нефтяные ресурсы в этом секторе составляют обьем в два раза больше сказанного. Этот оптимизм несомненно меняет представление о нефти Азербайджана. Геологи республики указывают, что больше половины нефтяных, ³/₄ газовых ресурсов еще остаются не открытым и степень разведанности шельфа геолого-геофизическими методами составляют лишь, всего 34 процента.

В Азербайджанском секторе Каспия наряду с нефтяными ресурсами ожидается и большая добыча природного газа, запасы которого составляют, примерно, 5 триллиона кубических метров. Не так давно на юго-восточном побережье Каспия не далеко от города Баку была открыта уникальная газоконденсатная структура под названием «Шахдениз», имеющее мировое значение. Залежи газа этой блок-структуры оцениваются в 1 триллион м³ и конденсата в 150 миллион тонн. Открытие «Шахдениз» изменило энергетическую ситуацию в региональной и глобальной орбите. Отметим, что по единому мнению западных специалистов после 1978 года в мировом пространстве не было открыто месторождения природного газа подобного масштаба [5,10].

Количество энергетических ресурсов Азербайджана на суше и на море различны. По расчетам ученых больше половины территории Азербайджана содержит нефть. Специалистами вычислено, что в настоящее время на территории республики запасы углеводородов на суше составляют приблизительно 300-500 миллион тонн, а прогнозируемые около 1 миллиардов тонн. Азербайджан по показателю добычи на душу населения соседствует с такими крупными экспортёрами нефти как Нигерия, Алжир и Малайзия. Она также входит в первую десятку ведущих стран мира по уровню прогнозных запасов на душу населения [6,9].

Добыча нефти в Азербайджане имеет многовековую историю. Здесь уже более 2,5 тысяч лет добывают нефть. Исходя из этого само название государства олицетворяет энергетическую топонимику и Азербайджан интерпретируется как «Край огней». Азербайджан также считается одним из двух мест рождения нефтяной цивилизации и углеводородный эры. Бакинская нефть свой промышленный характер приобрела на первых порах XIX столетия. С начала промышленной добычи нефти и газа из недр Азербайджана было извлечено 1,847 миллиарда тонн углеводородного сырья, 1.388 миллиард тонн которого составила нефть и газоконденсат. 452 миллион тонн нефти и 330 миллиард м³ природного газа было добыто в открытом море, а 936 миллион тон нефти и 130 миллиард м³ природного газа на суше. В настоящие время в республике добывается каждый год 15-16 миллион тон нефти, из них 6-7 миллион тон падает на долю АМОК /Азербайджанская Международная Операционная Компания/, основанного в ходе заключения «Контракта века». На старых площадях, которые находятся в полном распоряжении ГНКАР /Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики/ среднегодовая добыча нефти составляет 8-9 миллион тонн, а природного газа 5-5,2 миллиард кубических метров. В распределении добычи на старых площадях, море занимает обьемы 7-7,5 миллион тонн, суша 1,4-1,6 миллон тонн нефти. Природний газ распределяется соотвественно, 4,2-4,3 и 0,2-0,3 миллиард кубических метров. «Контрактом века» предусмотрено, что АМОК предоставляет республике природный газ безвозмездно. Последние три года обьемы этого газа составили 0,7-0,9 миллион кубический метров [7,12].

Количество производимой нефти в Азербайджане в 1894 году сравнялось с добычей в США и, в 1899-1901 гг. опередив занял первое место в мире. В 1901 году из 20 миллион тонн добываемой нефти на планете более половины составляла азербайджанская нефть, полученная на Абшероне. С началом второй мировой войны, в 1941-году производство нефти в Азербайджане повысилось до рекордного уровня и составила 23541 тысяч тонн. В годы войны Азербайджан обеспечил страну 75 миллион тонн нефтью. Это составляло 73,4% нефти, производимой в СССР. Самое высокое производство газа отмечено в 1981 году - 15 миллиард м³. Пик добычи в республике ожидается в 2009-2012 годах: нефть - 55 миллион тонн, природный газ 20 миллиард м³ [16].

Сценарии транспортировки: факторный анализ

Идея транспортировки большой азербайджанской нефти и всего Каспийского региона на мировой рынок впервые была озвучена через несколько месяцев после распада СССР. Тогда в Баку впервые пришли западные компании - Amoco, BP и Unocal, чтобы разрабатывать морские месторождения «Азери», «Чираг» и «Гюнешли» /АЧГ/, из которых можно извлечь до 560-640 миллион тонн нефти. Азербайджан в то время был практически изолирован от внешних нефтяных рынков. Однако причинной не служило только созданный советской системой интегрираванный механизм экономических связей. На ряду с этим явилось также отсутствие достаточной соответствующей разветвленной коммуникационной сети. Выходом из положения стал вопрос о создании новой мобильный транспортной инфраструктуры. Обеспечение надёжности и альтернативности транспортировки определялся выбором вектора маршрутов в контексте ранней и большой нефти.

Масштабные работы над концепцией экспортных трубопроводов начались спустя два года после заключения «Контракта века». Были рассмотрены 11 вариантов. Среди рассматриваемых вариантов были гипотетические: маршрут через Армению и Иранской Исламской Республики. По проведенным исследованиям определены три коммерчески жизнеспособных маршрута:

1. к Черному морю через Грузию;
2. к Черному морю через Россию;
3. к Средиземному морю через Грузию и Турцию.

Для транспортировки действующего нефтяного потенциала и ранней нефти была сделана ставка на реконструкцию трубопровода Тихорецк-Грозный-Баку, который раньше перекачивал нефть с Бакинских заводов для дальнейшей переработки. Сделав реверс, изменив направление и протягивая его до Черного моря новый нефтемаршрут приобрёл название Баку-Новороссийск, который 27 октября 1997 года был введен в эксплуатацию. Сложившаяся нестабильная общественно-политическая ситуация на Северном Кавказе ставила под угрозу безопасность работы магистрали. Поэтому было принято решение о строительстве ещё одного нефтепровода по ранее действующему маршруту Баку-Батуми. В последствии на территории Грузии нефтепровод Баку-Батуми был реконструктруирован и изменен в обход Аджари в направлении грузинского порта Супса. Новый маршрут сдан в эксплуатацию в 17 апреля 1999 года и стал называться Баку-Супса. В тоже время, из-за аналогичной конъюнктурности маршрут Баку-Новороссийск также был скорректирован на территории России, обходя Чечню.

Заключение новых нефтяных договоров и результаты проведённых дальнейших геолого-разведочных работ на контрактных площадях привели к увеличению масштабов ранее предусмотренной добычи. Увеличение запасов только по АЧГ составило около 100 миллионов тонн и её ресурсный потенциал максимализирован до 740 миллион тонн. По результатом растущей динамики углеводородных запасов очевидным стало, что пропускные способности реконструктированных бакинских экспортных трубопроводов недостаточно даже для обеспечения потребностей самого консорциума АМОК, которым в 2012-2024 годах будет добываться не менее 50 миллион тонн нефти в год. Поэтому вопрос строительства нового крупного нефтепровода обеспечивающего выход азербайджанской нефти на мировые рынки приобрёл необратимой характер [1,13].

Первичная оценка выбора направления маршрутов для строительства основного экспортного трубопровода /ОЭТ/ была проведена на основе ряда факторов: коммуникационная стабильность, экологическая безопасность, экономическая эффективность, коммерческая выгодность, качество нефти, техническая возможность, наличие соответствующих мощностей по переработке, близость к экспортным терминалам, возможность обслуживания танкеров большей вместимости. Важным аспектом здесь стал вопрос обхода турецких проливов.

Изучение перспектив прогнозной добычи в Каспийском бассейне позволило оценить потенциальное объемы ОЭТ, которые основывались на трёх крупных источников сырой нефти:

• Ø добыча по «Контракту века» /40-50 миллион тонн в год/;
• Ø ожидаемая добыча, предусмотренная договорами, подписанными Азербайджаном с иностранными компаниями. /15-20 миллион тонн в год/;
• Ø добытая нефть в других прикаспийских странах с возможнымт поставками на мировые рынки транзитом через территорию Азербайджана. /20-25 миллион тонн в год/;

Маркетинговые исследования показывали, что объем поставок каспийской нефти на побережье Черного моря и потребности прилегающих к нему стран к 2010 году увеличатся, в среднем в два раза и станут порядка 48,5 миллион тонн в год при ежесуточном потреблении в Турции 35, Украине 28, Румынии 42, Болгарии 21 тысяч тонн. В совокупности нефть прикаспийских государств которую необходимо будет вывозить через турецкие проливы достигнет в 2010 году 170-190 миллион тонн. Этот обьем в 3-4 раза больше нынешной коньюнктуры и нормы. Становится ясно, что приблизительно 125 миллион тонн в год необходимо будет вывозить из Черного моря по другим маршрутам в обход проливов.

Как известно уникальный замкнутый бассейн с огромными потенциальными запасами углеводородов Каспийское море не имеет прямого выхода на мировые рынки. Существующие на сегодняшний день три нефтепровода в направлении Европы выходят в полузамкнутое внутриконтинентальное Черное море, имеющее связь с Мировым океаном посредством турецких проливов. Суровые климатические условия Черного моря, основные порты которого из-за штормовых ветров более сотни дней в году находятся в нерабочем состоянии и, главное, ограниченность возможности данных проливов негативно влияют на эффективность транспортировки Каспийской нефти на мировые рынки. Через пролив Босфор, делящий 15-миллионный Стамбул на две части в настоящее время проходит в году 50 тысяча грузовых судов. Из них 5,2-5,5 тысяча составляет танкера, которое перевозят порядка каждый год, примерно, 50-70 миллион тонн нефти и нефтепродуктов. Грузоподъемность танкеров, проходящих через пролив составляет от 50 до 100 и редко до 150 тысяча тонн. По статистическим данным в последнее десятилетие в Босфоре произошло более 200 заметных авараий. Турецкие официальные лица утверждают, что Босфор и Дарданеллы с трудом выдерживают уже существующую ежегодную нагрузку и не потянут дополнительные объемы каспийской нефти. Исходя из этой неблагоприятный ситуации Турция при поддержке Международной Морской Организации ужесточила требования по технике безопасности прохода судов через Босфор. Эта мотивация вместе с другими немаловажными стратегическими и экономо-экологическими соображениями обусловливала выбор новых ориентиров для надежной доставки большой каспийской нефти на мировые рынки через Грузию в обход Черного моря. Конкретным объектом строительства терминала стал турецкий глубоководный порт Джейхан на Средиземном море. В результате ГНКАР и АМОК подготовили совместные коммерческо-технические соглашения о строительстве нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан /БТД/, которые 17 октября 2000 года подписаны в Баку, 18 октября в Тбилиси, 19 октября в Анкаре. Таким образом, БТД занял центральное место в энергетических проектах «Восток-Запад» и стал основным магистральным нефтепроводом для стран Великого Шелкового пути и признан стратегическим проектом для всего Каспийского региона как важнейший фактор обеспечения энергетической независимости всех его государств [4,17].

Подготовка и начальная стадия реализации БТД прошли под руководством покойного экс-президента Азербайджана Гейдара Алиева. Благодаря его личной воле этот проект выдержал интервенцию всех оппонентов и получил мандат на осуществление. Логично, что по мнению всех участников проекта трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан назван в его честь.

Технико-экономические параметры нефтепровода БТД

При анализе экономической выгодности любого проекта важное место отводится ее технико-технологическому потенциалу. Именно в большом разрезе этот аспект выражает инвестиционную направленность и экономическую значимости проекта. Поэтому обосновывая экономической эффективности проекта ниже интерпретируется главное технико-экономические параметры трубопровода БТД

Нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан протяженностью 1768 км позволит доставлять 50-60 миллион тонн каспийской нефти в год до Средиземного морского порта Джейхан. На долю Азербайджана приходится 443 км. трубопровода, 249 км. Грузии и 1076 км. Турции. Проходя самую высшую точку 2830 метров над уровнем моря он пересечёт более 1500 рек и будет давать в мировую экономику каждый день 1 миллион баррелей нефти.

Строительству трубопровода дан старт в 2003 году и оно будет продолжаться всего 30 месяцев. В 2006 году первый танкер с отгруженной Азербайджанской нефтью в маркерном статусе «Азерилайт» покинет порт Джейхан.

Участниками консорциума БТД являются: оператор-BP /32,6%/, Государственная нефтяная компания Азербайджана /25%/, Statoil /8,71%/, Unocal /8,9%/, TPAO /6,53%/, TotalFinaElf /5%/, Agip /5,0%/, Itochu /3,4%/, Inpex-2,5% и Amerada Hess /2,36%/.[16]

На всей трассе трубопровода будет построено 8 насосных и 98 вентельных станций. Для его заполнения потребуется 1,5 млн. тонн нефти. Трубопровод будет обеспечен коррозийной защитой.

Диаметр нефтепровода изменяется в следующих пределах: на территории Азербайджана - 42 дюйма, Грузии - 46 дюймов, в Турции диаметр трубы составит 42-34 дюйма. Толщина стенки труб, в зависимости от сейсмоактивности участков будет меняться от 8,74 мм. до 23,8 мм. Скорость нефтяного потока в трубах при полной пропускной способности нефтепровода составит 2 мв секунду, что обеспечит прокачку нефти от Сангачальского /Баку/ до Джейханского терминалов в течение 10 суток. Джейханский терминал будет способен одновременно загружать два танкера водоизмещением по 300 тысяч тонн каждый. Скорость загрузки танкеров - 60 тысяч баррелей нефти в час. Для загрузки танкеров нефтью в 2,5 км. от берега в море будут построены наливная эстакада и пирс. В самом Джейханском терминале предусмотрено строительство семи резервуаров. Каждый резервуар рассчитан на хранение 150,8 тыс. м³ нефти. В сравнении всем этим технико-технологическом параметром данный проект по своей мощности, авангардности и новейшим инфраструктурным аксессуарам во многом опережает аналогичных действующих каспийских трубопроводов.

Первоначальная проектная стоимость БТД рассчитана на 2,95 миллиардов долларов США. Из них 600 миллион долларов отводится Азербайджану, 565 миллион долларов Грузии и 1 миллиард 400 миллион долларов Турции. Ежесуточно на реализацию проекта в среднем расходуется 4 млн долларов США. В настоящее время к строительству БТД в трех странах-участницах проекта привлечены 12 тысяч человек.

Международный банковский синдикат принял решение о выделении более 1 миллиарда долларов на строительство БТД членами, которого являются 15 банков, в том числе Mizuho /Япония/, Societe General /Франция/, ABN Amro /Голландия/, Citicorp /США/, West LB /Шотландия/ и другие. Для этой цели с представителями правительств Азербайджана, Грузии, Турции и группой кредиторов в Баку 03 февраля 2004-года было подписано соглашение, охватывающее 208 финансовых документов с 17 тысячами подписей 78 различных сторон. Документы, регулирующие отношения между кредиторами и тремя транзитными странами считаются важным шагом по финансированию связанных с трубопроводом, строительство которого обойдется в целом 3,6 миллиарда долларов США. /проектная стоимость 2,95$ миллиардов + 0,65$ миллиардов заполнение трубопровода и проценты по долгам./ Примерно одну треть затрат акционеры финансируют за счет своих средств, а остальная часть обеспечивается в форме финансирования с третьей стороны.

Начало эксплуатации трубопровода БТД изменит сегментации рынка нефти в странах Европы. Ежегодные поставки 50 миллион тонн азербайджанской нефти совместно с проектом КТК и возможным ростом объемов российского каспийского экспорта дадут дополнительный «выброс» нефти порядка 100 миллион тонн в год. Это более 2,5% мирового потребления нефти и около 13% от общего потребления западноевропейскими странами [16].

Как отмечено, специалисты считают, что только проект «Контракт века» позволяет заполнить трубопровод БТД. К этому можно добавить потенциал и других нефтяных контрактов подписанных в Азербайджане. С другой стороны, при полной разработке нефтяного гиганта Кашаганского месторождения кардинально увеличится добыча Казахстана. Такая ситуация фактически приведет к неизбежности транспортировки казахстанской нефти по маршруту БТД. В строительстве БТД уже участвуют с 15%-ным долевым капиталом иностранные нефтяные компании Eni, TotalFinaElf, ConocoPhilips и Inpex, работающие в разработке месторождения «Кашаган». На первом этапе Казахстан намерен прокачивать по трубе БТД до 7,5 миллион тонн своей нефти, в последующем до 20 миллион тонн нефти в год. Надо еще отметить, что в Азербайджанском секторе Каспия наряду с крупными нефтяными ресурсами ожидается и большая добыча природного газа, прогнозные запасы которого составляют примерно, 4-5 триллионнов кубических метров. Открытие газоконденсатного месторождения Шахдениз изменило значение Каспийского региона в качестве будущего источника энергоносителей возникших в основном для добычи нефти. Это означает, что Азербайджан в ближайшее время конкретным образом превратится и в газового экспортера. Газотрубопровод Баку-Тбилиси-Эрзрум /БТЭ - Южнокавказкий трубопровод/, который берет начало от «Шахдениз» в направлении к Европейскому рынку через Турцию вышел из проектной рамки и превратился в коммерческую реальность. Этот трубопровод протяженностью690 км. до границы Турции, в основной части будет строиться паралельно с маршрутом БТД. Такая действительность снизит риск и повлияет на экономическую стоимость обоих трубопроводов. Продублирование БТД газопроводом БТЭ приведет в регионе к созданию двойного энергетического коридора. Все эти обстоятельства, в совокупности уменьшат степень риска маршрута БТД и увеличат её стратегическую привлекательность [5].

Каспийские нефтепроводы: сравнительный анализ эффективности

В настоящее время каспийская нефть поступает на мировые рынки по пяти маршрутам:

¯  Баку-Новороссийск;

¯  Баку-Супса;

¯  Тенгиз-Новороссийск /Каспийской Трубопроводной Консорциум - КТК/;

¯  Атырау-Самара;

¯  Нека-Тегеран.

Действуюшая общая пропускная способность трубопроводов в годовом разрезе составляет 57,7 миллион тонн, а перспективная 134,5 миллион тонн. Когда к 2015 году нефтедобыча в Каспийском бассейне достигнет до 250-300 миллионов тонн в год, данный набор трубопроводной сети не сможет в полной мере обеспечивать предельный экспортный потенциал и транспортировочную систему необходим будет расширять.

Ниже в таблице приведены технико-технологические параметры этих трубопроводов

Таблица 1

Tехнико-технологические параметры Каспийских трубопроводов

В настоящее время ГНКАР перекачивает нефть на рынки Европы через Каспийско-Черноморский транспортный коридор по двум направлениям:

v Северный маршрут - Баку-Новороссийск /протяженность трубопровода на территории Азербайджана 224-км./;

v Западный маршрут - Баку-Супса /протяженность трубопровода на территории Азербайджана 480-км./;

Взоры Азербайджана по приведенным выше других маршрутов пока относительны ограниченны. Но в перспективе развитие интеграции восточном и южном направлении не исключено. Здесь доминирующий интерес можно отводить к маршруту Нека-Тегеран.

Продуктопровод Тегеран-Нека образован в середине восьмидесятых годов прошлого века. В настоящее время он используется для перекачки каспийской нефти на Тегеранский нефтеперерабатывающий завод. В этих же целях в 1996 году был построен и нефтяной порт Нека. После реконструкции маршрут будет использован как для нефти, так и для нефтепродуктов. Это единственный каспийский нефтепровод, который принадлежит только одному государству - Иранской Исламской Республике.

Маршрут Нека-Тегеран приемлем для доставки Азербайджанской нефти в блокадный Нахчивань, а также перспективе для выхода к Ближные Восточным рынкам. Не исключено использование маршрута для бартерных сделок, перерабатывая Азербайджанскую нефть в НПЗ Тегерана и Тебириза.

Нефтепровод Атырау-Самара можно назвать сугубо русско-казахским. Он является единственным выходом Казахстана на российскую систему «Транснефть». Построен 30 лет назад, как часть разветвленной сети республиканских нефтепроводов «Западного филиала» Атырау-Самара, который был предназначен для транспортировки более тяжелых сортов сырой нефти из близких месторождений. В результате использования анти-турбулентных добавок её пропускная способность повышена до 15 млн тонн в год.

Вступивший в эксплуатацию 26 марта 2003 года нефтепровод КТК построен для транспортировки нефти из уникального месторождения Тенгиз, находящегося на восточном побережье Каспия в Казахстанской Республике и соединяет его с Черным морем в Новороссийском порту. Контролируемый акционерным альянсом КТК набирает обороты и считается основным нефтепроводом для выхода казахской нефти на европейские рынки. Использование КТК для транспортировки большой Азербайджанской нефти считается далеко не экономически выгодным. К первому пункту замеченным огрониченной эффективности отводится фактор отсутствия прямых трубопроводных соединений с портовыми терминалами. Этот реальность относится и к маршруту Нека-Тегеран.

Отсутствие надежного танкерного флота на Каспии вынуждает намерение в полным мере использовать эти трубопроводы также несовершенными для Азербайджанской нефти. Так как для транспортировки на Каспийском море серьезной проблемой является недостаток перевозочных средств. Сейчас используются танкера дедвейтом от 3 до 5 тысяч тонн, которые могут подходить к имеющимся портам всех прикаспийских государств, а также проходить до Черного и Балтийского морей по Волго-Донскому и Волго-Балтийскому каналам. Однако эти танкера не подходят для реализации широкомасштабных коммерческих операций. Кроме того морские перевозки осложняются особенно в осенне-зимний период, когда нередки штормовые ветры на море сопровождающие высотами волн до6 метров. Проблема глубин Каспийских портов тоже считается немаловажной и некоторые из них нуждается в дальнейшем углублении. Поэтому избыточный казахскую нефть планируется транспортировать через Азербайджан из порта Актау в Баку с помощью строительством трубопровода по дну Каспийскго моря. В перспективе и российские компании также смогут экспортировать свою нефть на Запад по этому маршруту.

Ниже в таблице приведены преимущества и недостатки каспийских трубопроводов в контексте перекачки Азербайджанской нефти:

Таблица 2

Примущества и недостатки каспийских трубопроводов

Прогнозируется что БТД в дальнейшем станет серьезным конкурентом и поставок российской нефти с Черного моря. В этой конкуренции сыграет важную роль коммуникационная благоприятность, а не объем поставок. По экономическим соображениям импортерам гораздо проще покупать нефть в средиземноморском Джейхане, нежели в Новороссийске. Для ослабление этой конкуренции предложено строительство соединительного нефтепровода из Новороссийска в грузинской порт Супса с дальнейшим подключением к трубопроводу БТД. По новой ветке выдвигается идея транспортировать сибирскую нефть, поступающую в Новороссийск по трубопроводу КТК, а также нефть, доставляемую в Новороссийск по железной дороге из Махачкалы, а затем направить ее по БТД в обход Босфора и Дарданелл. По мнению авторов этой идеи получается возможность избежать многих проблем, связанных с задержками в проливах из-за ужесточения со стороны Турции мер безопасности. А российская сторона считает реализацию этой идеи невозможным. Так как провести трубу по черноморскому курортному побережью вызовет иные экономические и экологические проблемы, которые могут нанести ущерб туризму в регионе. С другой стороны, проблему проливов в России считает надуманный и связывает её с необходимостью поисков нефти для БТД [15,16,17].

Доставка каспийской нефти к европейским рынкам не заканчивается одними проблемами Черного моря, так как другие потенциальные потребители расположены также и внутри континента. Поэтому нефтедобывающие страны Каспийского региона в заинтересованы доставить её на центральные рынки. Предполагаются разные варианты, в основном, со стороны Болгарии, Румынии и Украины.

По проекту Трансбалканского нефтепровода предлагается транспортировать нефть танкерами из Новороссийска в болгарский порт Бургас и затем по нефтепроводу длиной от 320 до 400 км. до греческого порта Александропулис на Эгейском море. Реализация проекта предполагает активное участие всех заинтересованных нефтедобывающих компаний и делает трубопровод экономически выгодным только в том случае, если по нему пойдет как российская, так и каспийская нефть.

Румыния видит частичное решение проблемы проливов в рамках общей транспортной прoграммы кавказского коридора TRACEKA и соглашения INOGATE, предлагая проложить трубопровод от порта Констанца через Румынию, Сербию, Словению и Хорватию к итальянскому порту Триест ноходящегося в Адриатическом море. По этому варианту каспийская нефть будет поступать на НПЗ транзитных стран; её путь также может быть продолжен к другим европейским потребителям - морем от Триеста или от Констанцы по Дунаю и Рейну.

В обыгрывании проблем турецких проливов и транзите каспийской нефти Украина более реальна и активна, начав строительство трубопровода длиной 674 километра Одесса-Броды, который обеспечит прокачку 12 миллон тонн каспийской нефти от портов Супса и Новороссийск на НПЗ Польши, Венгрии и Словакии. Ожидается, что мощность нефтепровода будет расширена до 40-45 миллионов тонн в год. Второй этап предполагает соединение с северной ниткой нефтепровода «Дружба», увеличение мощности до 40 миллион тонн нефти в год, её транспортировку к польскому порту Гданьск и германскому Росток и далее на рынки Германии, Франции, Великобритании, других стран Северо-Западной Европы.

Существует еще один совместный проект Украины, России, Белоруссии, Венгрии, Хорватии и Словении по реконструкции и использованию свободных мощностей трубопроводных систем «Дружба» и «Адрия» для экспорта нефти из стран СНГ через хорватский танкерный порт Омишаль в объеме до 25-30 миллион тонн. В возможностях этого маршрута заинтересованы прежде всего российские компании. Не исключается участие и казахстанской стороны в этом проекте [15].

Таким образом, совокупность перечисленных вариантов гарантирует выход большой каспийской нефти из акватории Черного моря, минуя Босфор и Дарданеллы. И здесь основной нагрузку берет нефтепровод БТД

Стратегические аспекты и геополитические приоритеты

Нефть и политика в современном обществе очень взаимосвязанные понятия. Отрицать такой фактор было бы наивно. И в трубопроводной дипломатии эта действительность не исключается. За 10 лет существования проекта БТД его успех много раз из-за равновесия политико-экономического баланса ставился под сомнение.

БТД в действительности считается самым дорогостоящим из всех проектов транспортировки каспийской нефти. Надо согласиться с реальностью, так как при выборе маршрутов транспортировки на мировые рынки Азербайджан имел ограниченное влияние, поскольку большинством залежей нефти на её территориях сегодня владеют ТНК западных стран. Поэтому приоритет высокой рентабельности не только его проблема.

Согласившись с развитием сценария нефтяной конъюнктуры мира фактор оптимальной рентабельности проекта можно отвести на задний план. В этом стремлении есть еще и другие политические и стратегические аспекты. С этой точки зрения лоббирование строительства трубопровода БТД со стороны США, несомненно преследует гэополитические цели. Есть мнение, что БТД не погиб только благодаря политической поддержке со стороны США, желающих уменьшить свою зависимость от арабской нефти. Диверсификация источников энергоносителей, уменьшение зависимости от ближневосточной нефти, вовлечение стран Каспийского региона в орбиту Запада и мировой экономики, составляет спектр подобных целей Америки. Поэтому и некоторые эксперты по проекту БТД считают даже её не европейским, а в большом мере чисто американским. Такое предположение также обосновывается тем, что в Джейхане будут исключительно наполняться супертанкеры дедвейтом в 300-500 тысяч тонн, которыми выгодно транспортировать нефть только в США, а для Европы достаточно и поставок с Черного моря танкерами величиной до 150 тысяч тонн [15,17].

В новой региональной геополитике Вашингтона несомненно преследуется цель привязать к себе вышедшие из под российской опеки Азербайджан и Грузию, укрепление союзничества с Турцией, располагающей второй по величине армией среди стран НАТО, а также и, не в меньшем мере, изоляцию Ирана. На западных берегах Атлантики считают эту региональную ассоциацию как противовес оси Россия-Армения-Иран.

Проведение маршрута ОЭТ по территории Грузии ставит это небольшое государство в эпицентр данного стратегического проекта. Между тем стране, около двух третей территории который не контролируются центральной властью грозит волна распада. Она и в стратегическом плане находясь на берега Черного моря в региональном пространстве выглядит слабым звеном. Поэтому исходя в этих геополитических реалий остро стоит и вопрос натовского присутствия на Кавказе. Альянс расширяется и в этом основной акцент придаётся на Кавказ и Центральную Азию.

Геостратегический консенсус имеет третью - экологическую грань. Правозащитники и экологи в начале строительства развернули кампанию протеста против реализации нефтепровода БТД. Экологи из организации «Друзья Земли» утверждают, о причинение непоправимого ущерба нефтепровода БТД окружающей среде и населению районов, через который оно пройдет [17].

Не учитывать сегодня геоэкономические факторы, значит блокировать самого себя от мирохозяйственных связей. Азербайджан в настоящие время не обладает достаточных сил самостоятельно выйти на мировой рынок. Но, однако проект БТД становится реальностью и лейтмотивом нашего исследованиия является анализ геополитического и экономического перевеса этого мошнейщего проекта, который в фактическом осуществлении в действительности изменит нефтяную ситуацию региона и всего мирового рынка.

Доминируюшия экономическая эффективность

Риск и экономичность - атрибуты структуры бизнеса и исходя из этой реальности они должны дополнить друг друга образуя единую систему. Оставляя в стороне вопросы оценки риска проведем анализ двух важнейших параметров экономической эффективности: тарифов прокачки и капиталовложений данного проекта.

БТД в противовесе c другими каспийскими нефтепроводами, приобретает огромное стратегическое значение. Расчеты показывают высокую эффективность нефтепровода БТД, который даже при снижении цены сырой нефти на мировом рынке до 12 долларов США за баррель все еще будет оставаться коммерческий выгодным и экономический рентабельным.

Ниже в таблице-диаграмме приведены технико-экономические показатели каспийских нефтепроводов направленных в сторону Европы.

Диаграмма

Тарифы за прокачку нефти по трубопроводам

\s

Как видно из диаграммы в этой конфигурации самые низкие цены у маршрута Баку-Супса. В сравнении с другими маршрутами эта разница далеко неэкономичная, которая составляет в каждом миллионе тонн величину порядка 13-15 миллион долларов. В определенной мере такое явление можно считать логичным, так как самая меньшая экономическая стоимость у Баку-Супсы и она самая мало пропускной трубопровод в этом направлении. При увеличение масштабности бизнеса и скорости товарооборота он уступит по свей экономичности маршрутам Баку-Новороссийск, КТК и в будущем БТД.

Экономическое обоснование данных проектов обуславливает при минимальных капиталовложениях обеспечение максимальной пропускной способности системы экспортных трубопроводов и приемлемый для работающих в регионе компаний тариф за транспортировку добытой нефти. При этих реалиях издержки нефти не должны превышать существующих, а также прогнозируемый уровень мировых цен. Отметим, что при высоком уровне тарифа нет гарантий заполнения трубы, при низком - резко ухудшается экономичность проекта. В свою очередь, снижение цен на нефть на мировом рынке приведет к резкому удлинению сроков окупаемости всех проектов, вплоть до неприемлемых по экономическим соображениям.

Реализация проекта БТД очевидно приведет к образованию в регионе значительного излишка свободных транспортных мощностей. Расчеты показывают, что как по объему требуемых инвестиций, так и по предполагаемой величине тарифа БТД оказывается далеко позади конкурентов. Что касается необходимых инвестиций для строительства и модернизации всех трубопроводов, то здесь наблюдается следующая картина. В целом по Каспию они составят в среднем, $6,5 миллиард, в том числе на: строительство трубопровода БТД - $2,95 миллиард, КТК - $2,8 миллиард; модернизацию трассы Баку-Супса - $0,6 миллиард; обходную ветку трубопроводов Баку-Новороссийск вокруг Чечни - $0,15 миллиард [16].

Ниже приводятся расчеты окупаемости и рентабельности маршрута БТД при оптимальных издержках эксплуатации трубопровода.

Таблица 3

Расчеты по рентабельности нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан

 (При тарифе 16,5$ и средней ежегодной отправке 50 миллион тон в год.)

Как видно из таблицы №3 при благоприятном развитии сценария на мировом нефтяном рынке и придерживаясь строгой тарифной стратегии проект БТД даже на самом высоком пороге рентабельности меньше её чем через 5 лет окупит себя и выйдет на прибыльную основу. Для реализации проекта в таком масштабе этот разрез времени оптимален. Если считать, что только по проекту «Контракт века» в ближайшие 20-25 лет будет поставлено на мировой рынок 500-600 миллион тон нефти, а также половина этой нефти реализуется по данному трубопроводу, тогда ясно становится насколько маршрут Баку-Джейхан экономический эффективен.

Выводы

Наш современный мир устроен так, что никакой макрорегионалной проект в одиночку не сможет имеет успеха без протекции глобальных политических центров. Проведенные исследования также показывает не возможность отрицания ограниченной политизированности нефтепровода БТД. Но имеющие данные и визуальная политическая подоплека не доминирующий орентир в проекте БТД. Он подкреплен с экономическими обоснованиями, которые отражены в нижеследующих конкретных факторах, явившихся итогом совершившимся определенного анализа рентабельности:

• Ø достаточные ресурсы на нефтяных площадях разрабатываемых консорциумом АМОК;
• Ø транспротировка нефтяного сырья, полученного другими контрактами в Азербайджанском секторе Каспия;
• Ø транспортировка казахстанской нефти по данному маршруту;
• Ø надежность локальной нефтяной инфраструктуры;
• Ø благоприятная тарифная стратегия цен сырой нефти перекачиваемой по трубопроводу;
• Ø окупаемость проекта при полной мощности в течении пяти лет;
• Ø потребности мирового рынка;
• Ø создание двойного энергетического коридора параллельное строительство газопровода БТЭ;

В каждом проекте отводится место ситуации форс-мажора. Проект БТД тоже не гарантирован от катаклизмов и подобных негативных обстоятельств. Здесь в действительности есть риск экономического характера и исключать его невозможно. В проекте БТД в реальности с точки зрения экономической эффективности отводится также место определённой геополитической окраске. Именно в синтезе этих двух факторов: Эко+Гео строятся познание и надежды её реализации и оптимальной продуктивности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Алиев И.Г. Каспийская нефть Азербайджана. М: Известия, 2003. с.798

2.Байбаков Н.К. Моя родина - Азербайджан. М: ООО «Газоил пресс», 2001. с.158.

3.Бжезинский З. Великая шахматная доска: Господство Америки и его геостратегические императивы. М., 1999. с.230.

4.Гаджизаде Э.М. Энергетической комплекс накануне новых реформ. Баку: Элм, 2000. с.257.

5.Гаджизаде Э.М. Потенциал природного газа в Азербайджане: реалии и виртуальные наброски. Баку: Элм, 2001. с.186.

6.Гаджизаде Э.М. Модель экономического развития нефтегазодобывающего комплекса. Баку: Элм, 2002. с.473.

7.Гаджизаде Э.М., Абдуллаев З.С. Модернизация экономической структуры нефтяного хозяйства. Баку: Элм, 2003. с.512.

8.Гусейнов В.А. Каспийская нефть. Экономика и геополитика. M: ОЛМА-ПРЕСС, 2002. с.380.

9.Мирзаджанзаде А.Х., Султанов Ч.А. Этюды нефтяной концепции Азербайджана, Баку: Элм, 1994.с.100.

10.Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. «Основы технологии добычи газа». М: Недра 2003. с.880.

11.Султанов Ч. А. Большая нефть Азербайджана. Баку. 1999. Т. 1. с.198

12.Юзбашева Г.З. Реструктизация промышленности Азербайджана. Баку: Элм, 2003.с.352.

13.Экологический и социально экономический обзорный документ по полномасштабной разработке месторождений Азери, Чираг и глубоводной части Гюнашли. Баку: Издатели bq имени портнеров, АМОК, Азербайджан, 2000. с.356.

14.Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча. История развития, современное

состоянии и прогнозы. М: «Нефть и газ», 2001. с.442.

15.http://www.neftegaz.ru.

16.http://www.mfe.az

17.http://www citek.ru

81.Значение нефтепровода Баку-Джейхан. Экономист. Москва. №9. 2004. 1,1 п.л.